4 Область применения газлифтного способа добычи нефти Когда плас. Газлифтная добыча нефти
 Скачать 120.39 Kb.
|
|
^ 4.21. Гидропакерный автоматический поршень Широкое применение на промыслах нашей страны получила эксплуатация скважин гидропакерным автоматическим поршнем (рис. 4.14). Для этого в скважину спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ) с нижним 8 и верхним 1 амортизаторами, а на выкидной линии 3 устанавливают автоматический клапан-отсекатель 2. В подъемные трубы при закрытом клапане-отсекателе 2 бросают поршень 7 (рис. 4.14, а), который садится на нижний амортизатор. Диаметр поршня на 2-4 мм меньше внутреннего диаметра НКТ 6. При закрытом клапане-отсекателе происходит приток жидкости из пласта в скважину, причем газ в основном скапливается в межтрубном пространстве 5, где давление нарастает быстрее, чем в НКТ. Для увеличения притока газа в межтрубное пространство к нижнему амортизатору подвешивают хвостовик 9 длиной 10-15 м, диаметр которого меньше диаметра НКТ. При этом приток газа в межтрубное пространство на 80-90% больше, чем в подъемные трубы. Когда межтрубное давление достигает заданной величины, по команде датчика ^ 4, установленного в межтрубном пространстве, с помощью автоматического устройства открывается клапан 2 и газ направляется в подъемные трубы. Жидкость из межтрубного пространства через зазоры между НКТ и поршнем вытесняется в подъемные трубы выше поршня. Под действием напора газа и жидкости поршень 7 поднимается по подъемным трубам, перемещая накопившуюся жидкость над собой  Рис. 4.14. Схема работы скважины с применением гидропакерного поршня. Положение поршня: а - в начале процесса, б - в процессе подъема жидкости, в - в конце процесса к устью скважины (рис. 4.14, б). При движении поршня вверх часть жидкости через зазор стекает под поршень. Эта жидкость препятствует прорыву газа из кольцевого пространства в подъемные трубы, выполняя, таким образом, роль гидравлического пакера. Другая часть жидкости выталкивается поршнем через клапан-отсекатель в выкидные трубы. Затем поршень подходит к буферной камере, ударяется о верхний амортизатор 1 и под действием автоматического устройства клапан-отсекатель 2 закрывается. Поскольку в момент закрытия клапана-отсекателя давление в подъемных трубах примерно равно давлению в выкидной линии, поршень под действием силы тяжести падает до нижнего амортизатора, и цикл повторяется (рис. 4.14, в). Для увеличения гидравлического сопротивления, а также предупреждения прорыва газа в зазор на внешней стенке плунжера сделаны кольцевые канавки. Периодическая эксплуатация скважины, оборудованной гидропакерным автоматическим поршнем, может происходить как за счет энергии газа, выделяющегося из пласта, так и за счет энергии газа, подаваемого в скважину с поверхности. ^ 4.22. Внутрискважинный газлифт Внутрискважинный бескомпрессорный газлифт можно осуществлять в том случае, если газовый пласт залегает выше или ниже нефтяного и обладает достаточной энергией (давлением и запасами газа) для устойчивой и продолжительной работы. Оба пласта перфорацией сообщаются со скважиной. Возможны различные технологические схемы (рис. 4.15) ввода газа в зависимости от расположения пластов и пластового давления в них. По схеме рис. 4.15, а, газовый пласт залегает над нефтяным. В скважину спускается один ряд НКТ с двумя гидравлическими пакерами: нижний 10 разобщает газовый и нефтяной пласты; верхний 5 отделяет затрубное пространство от высокого давления газового пласта. Между пакерами имеется газлифтная камера 6 с газлифтным клапаном 7 или штуцерным устройством для регулирования расхода вводимого газа. Дополнительно в схему введены следующие узлы:  Рис. 4.15. Технологические схемы внутрискважинного газлифта: 1 - нефтяной пласт; 2 - газовый пласт; 3 - насосно - компрессорные трубы; 4 - верхний циркуляционный клапан; 5 - верхний гидравлический пакер; 6 - скважинная газлифтная камера; 7 - газлифтный клапан; 8 - телескопическое устройство; 9 - нижний циркуляционный клапан; 10 - нижний гидравлический пакер; 11 - обратный клапан; 12 - верхний гидромеханический пакер; 13 - узел перекрестного течения; 14 - штуцер; 15 - колонна труб; 16 - нижний гидромеханический пакер; 17 - пакер - обратный клапан 11 для опрессовки НКТ и пакеров, посадки верхнего и нижнего гидравлических пакеров созданием избыточного давления в НКТ (это башмачный срезной или съемный клапан, который спускается и поднимается на проволоке канатным методом); - циркуляционные клапаны: верхний 4 для освоения, глушения скважины и обеспечения эксплуатации одновременно по НКТ и затрубному пространству при необходимости получения высоких отборов; нижний 9 для промывки возможных отложений песка и грязи перед подъемом нижнего пакера из скважины; - телескопическое устройство 8, обеспечивающее поочередной срыв пакеров перед подъемом из скважины. При работе газ поступает через газлифтный клапан в НКТ и дальше по НКТ поднимается газонефтяная смесь. Подбором сменного штуцера осуществляется настройка клапана, что обеспечивает подачу заданного расхода газа при необходимом давлении. Для исследования газового пласта в ниппель нижнего циркуляционного клапана устанавливается глухая пробка, перекрывающая канал поступления нефти. Внутрискважинный и в целом бескомпрессорный газлифт нашел широкое применение на месторождениях Западной Сибири, где газовые пласты залегают над нефтяными. Газ из газовых скважин подается непосредственно в нефтяные скважины того же отдельного куста (автономный бескомпрессорный газлифт). Для повышения надежности используется не менее двух газовых скважин. Более эффективно применение внутрискважинного газлифта с отбором части газа. В таком случае при совместном отборе нефти и газа газ нагревается нефтью и без подготовки поступает в нефтяные скважины того же куста. Наиболее высокую температуру имеет газ, направляемый по внутреннему каналу. Отбор газа увеличивается на 10-15%. Особенность проектирования внутрискважинного газлифта заключается в том, что необходимо увязать совместную работу нефтяного и газового пластов. Преимущества: 1) исключается строительство газопроводов, сепараторов, ГРБ, установок подготовки газа; 2) упрощается обслуживание. Недостатки: 1) усложнение проведения ремонтов; 2) возможность перетоков газа из газового пласта при нарушении цементного кольца в процессе его перфорации. ^ 4.23. Осложнения при работе газлифтных скважин Нормальная работа газлифтных скважин может нарушаться по следующим причинам: образование песчаных пробок на забое или воздушных в подъемных трубах; отложение солей на забое или в подъемных трубах; скопление воды на забое и образование стойких водонефтяных эмульсий. Предупреждают и ликвидируют отложения песка так же, как и при фонтанной эксплуатации скважин. Для обеспечения выноса небольшого (допустимого) количества песка на поверхность спускают подъемные или воздушные трубы до уровня верхних отверстий интервала перфорации. При двухрядных подъемниках нередко применяют хвостовики с уменьшенными диаметрами (полуторный лифт). Об образовании песчаных пробок в скважинах судят по резкому снижению их дебитов и по показаниям контрольно -измерительных приборов. Причиной прекращения подачи жидкости при резком увеличении давления нагнетания газа является перекрытие подъемных труб так называемой патронной песчано-глинистой пробкой. Для разрушения пробки в подъемные трубы нагнетают газ, а иногда и жидкость с газом. Если эти мероприятия не дают положительного результата, трубы поднимают на поверхность. О возможности образования песчаной пробки ниже точки проникновения рабочего агента в подъемные трубы (в подъемных труба-ниже рабочих отверстий, а в воздушных трубах-ниже башмака подъемных труб, а также на забое или в стволе скважины) судят по резкому снижению давления нагнетания рабочего агента при полном прекращении дебита скважины. Такая пробка полностью закрывает фильтр, и доступ жидкости из пласта в скважину прекращается. Для ликвидации песчаных пробок, не прекращая нагнетания рабочего агента, в кольцевое пространство закачивают нефть. Нередко таким способом удается размыть пробку. В противном случае трубы поднимают на поверхность. При эксплуатации газлифтных скважин в результате нарушения термодинамического равновесия происходит отложение солей, в основном в верхних частях подъемных труб на глубине 150-300 м от устья. Однако не исключена возможность отложения солей и на забое скважины или даже в призабойной зоне пласта. Нередко из-за отложения солей происходит полное закрытие диаметра подъемных труб, и скважина прекращает свою работу. В этом случае для восстановления продуктивности скважины трубы поднимают и фрезеруют в механических мастерских. При частичном закрытии диаметра труб отложениями карбонатных солей их удаляют прокачкой пресной воды, а отложения сульфатных солей удаляют, прокачивая щелочную воду. Применение горячей воды повышает эффективность работ по удалению солей из скважины. Борьба с отложениями парафина проводится так же, как и при эксплуатации фонтанных скважин. Также оборудуют скважину автоматическими скребками или плунжерным лифтом. Периодичность прокачки горячих теплоносителей или спуска скребка в скважину определяется индивидуально для каждой скважины в зависимости от интенсивности отложения парафина на стенках труб. Для предупреждения отложения парафина в процессе эксплуатации скважины в воздушные трубы малыми дозами закачивают углеводородные растворители или растворы поверхностно-активных веществ. В результате изменяется структура газожидкостной смеси и исключается возможность отложения парафина. При определенных условиях в процессе эксплуатации обводненных газлифтных скважин могут образоваться стойкие эмульсии, обладающие высокой вязкостью. Для борьбы с эмульсией проводят внутрискважинную деэмульсацию введением в воздушные трубы деэмульгатора. В качестве деэмульгатора применяют нейтрализованный черный контакт (НКЧ) или какое-либо другое эффективное ПАВ. В случае накопления воды на забое происходит уменьшение депрессии на пласт и ограничение отбора нефти из скважины. Для борьбы с водой подъемные или воздушные трубы спускают до верхних перфорационных отверстий. Контрольные вопросы: 1. Область применения газлифта. 2. Почему не применяют воздух в качестве рабочего агента? 3. Какие системы газлифта существуют, в чем их характеристика? 4. Какие существуют конструкции газлифта? 5. В чем выражаются преимущества и недостатки газлифта? 6. Что входит в технологическую схему компрессорного газлифта? 7. В чем сущность и преимущества бескомпрессорного газлифта? 8. Методы снижения пусковых давлений. 9. Классификация газлифтных клапанов. 10. Как работает пусковой газлифтный клапан? 11. Как устанавливается технологический режим работы газлифтной скважины? 12. Периодическая эксплуатация газлифтных скважин. 13. Как работает газлифт с камерой замещения? 14. Как работает плунжерный подъемник? 15. В чем сущность внутрискважинного газлифта? |