Газлифтный способ добычи нефти. Газлифт. Один из механизированных способов добычи нефти газлифтный, при котором жидкость из скважины поднимается за счет энергии газа, нагнетаемого под давлением с поверхности
 Скачать 142.64 Kb.
|
1 2 Ввведение Один из механизированных способов добычи нефти — газлифтный, при котором жидкость из скважины поднимается за счет энергии газа, нагнетаемого под давлением с поверхности. Различают компрессорный газлифт и бескомпрессорный (используется газ высокого давления от газовой скважины). Газлифтный способ добычи нефти позволяет эффективно эксплуатировать скважины со значительным отклонением от вертикали, с низкими динамическими уровнями и высокой температурой, продукция скважин содержит большое количество газа, песка и воды. Наиболее рациональная технологическая схема газлифтной эксплуатации — замкнутый газлифтный цикл, при котором нагнетаемый в скважины газ многократно используется для подъема жидкости из скважины. В зависимости от конкретных условий месторождений и геолого-технических характеристик скважин применяют непрерывный и периодический газлифтные способы эксплуатации. При непрерывном газлифтном способе газ нагнетают в колонну подъемных труб или в затрубное пространство, и жидкость непрерывно поднимают с забоя на устье. Периодический газлифтный способ характеризуется цикличностью подачи нагнетаемого газа в колонну подъемных труб для продавки скважины после ее остановки на заданное время, необходимое для накопления жидкости в подъемных трубах. Непрерывным газлифтным способом рекомендуется эксплуатировать скважины с высоким коэффициентом продуктивности, а периодическим — с низким забойным давлением. Скважины с высоким коэффициентом продуктивности и низким забойным давлением можно эксплуатировать обоими способами, из которых выбирают оптимальный (по минимальному расходу нагнетаемого газа и геолого-техническим условиям). Для работы газлифтных скважин используется углеводородный газ, сжатый до давления 4 – 10 МПа. Источниками сжатого газа обычно бывают либо специальные компрессорные станции, либо компрессорные газоперерабатывающих заводов, развивающие необходимое давление и обеспечивающие нужную подачу. Такую систему газлифтной эксплуатации называют компрессорным газлифтом. Системы, в которых для газлифта используется природный газ из чисто газовых или газоконденсатных месторождений, называют бескомпрессорным газлифтом. Существует система газлифтной эксплуатации, которая называется внутрискважинным газлифтом. В этих системах источником сжатого газа служит газ газоносных пластов, залегающих выше или ниже нефтенасыщенного пласта. В таких случаях газоносный горизонт изолируется от нефтеносного пласта одним или двумя пакерами (сверху и снизу), и газ вводится в трубы через штуцерное устройство, дозирующее количество газа, поступающего в НКТ. 1.ОБОРУДОВАНИЕ СКВАЖИННОЕ ГАЗЛИФТНОЕ Оборудование скважинное газлифтное предназначено для добычи нефти газлифтным способом. В состав скважинного оборудования входит: -клапан газлифтный Г (пусковой); -клапан газлифтный Г (рабочий); -камера скважинная КТ или КТ1; -пакер 2ПД-ЯГ или 1ПД-ЯГ; -ниппель. Клапаны газлифтные (пусковой и рабочий) служат для сообщения затрубного пространства скважины с внутритрубным. Камера скважинная - для установки газлифтных клапанов. Пакер служит для разобщения зоны действия рабочего агента от продуктивной зоны скважины. Ниппель служит для установки приемного клапана. Условное обозначение газлифтного оборудования Оборудование газлифтной установки для добычи нефти принято обозначать в зависимости от геолого-технической характеристики скважины (профиля) и разновидности использования замкнутого газлифтного цикла эксплуатации (непрерывный или периодический). Оборудование для наклонно-направленных скважин обозначается: ЛН-73А-21-122, где Л - лифтовая установка; Н - наклонно-направленные скважины; 73 - условный диаметр насосно-компрессорных подъемных труб, мм; А - условный наружный диаметр газлифтного клапана (А – соответствует 38 мм, Б - 25 мм, В – 20 мм); 21 - рабочее давление, МПа; 122 - диаметр пакера, мм. Оборудование для эксплуатации скважин нормального профиля обозначается: Л - 73Б-21- 122. Оборудование для эксплуатации скважин периодическим газлифтом обозначается: ЛП-60Б-21-118. Устройство и работа оборудования Оборудование скважинное газлифтное работает следующим образом: Под действием давления нагнетаемого газа в затрубное пространство и гидростатического давления столба жидкости в скважине все газлифтные клапаны открываются. Происходит переток жидкости из затрубного пространства скважины в подъемные трубы. Уровень жидкости в затрубном пространстве понижается. При обнажении первого клапана нагнетаемый газ поступает в подъемные трубы и выбрасывает столб жидкости находящийся выше клапана. Давление в подъемных трубах на глубине установки первого клапана уменьшается и продолжается переток жидкости из затрубного пространства скважины в подъемные трубы через нижние клапаны. Уровень жидкости в затрубном пространстве понижается и обнажается второй клапан. Нагнетаемый газ поступает в подъемные трубы через первый и второй клапаны. Столб жидкости в подъемных трубах выше второго клапана газируется и выносится на поверхность. Давление в подъемных трубах на глубине расположения второго клапана уменьшается, что приводит к дальнейшему перетоку жидкости из затрубного пространства в подъемные трубы через последующие клапаны. Уровень жидкости в затрубном пространстве понижается и достигает третьего клапана. При этом давление нагнетаемого газа в затрубном пространстве уменьшается и первый клапан закрывается. Нагнетаемый газ поступает в подъемные трубы через второй и третий клапаны. Уровень жидкости в затрубном пространстве продолжает понижаться, и в момент обнажения четвертого клапана закрывается второй и т.д. Понижение уровня жидкости в затрубном пространстве скважины продолжается до глубины расположения последнего (рабочего) клапана. Работа скважины на заданном режиме осуществляется через нижний газлифтный клапан при закрытых верхних (пусковых) клапанах, работающих только в период пуска и освоения скважины. После освоения скважины и выхода ее на рабочий режим эксплуатации замеряется расход газа и дебит продукции. Подготовка оборудования к спуску в скважину Газлифтные клапаны в зависимости от расчета расстановки по стволу скважины заряжаются на определенное давление на специальном стенде, где проверяется и давление открытия клапана. После зарядки и проверки срабатывания клапана на открытие проводится гидравлическое испытание клапана совместно со скважинной камерой в лабораторных условиях. Для этого клапан устанавливается в карман испытуемой скважинной камеры, где испытывается на давление Рпр = Рр. При этом течи через отверстия кармана скважинной камеры не допускаются. Оборудование, прошедшее испытания успешно, направляется для установки на скважину. Организация работ по эксплуатации оборудования На фланец колонной головки устанавливается крестовина фонтанной арматуры. Затем в ствол скважины спускается скважинное оборудование в следующем порядке: -пакер; -ниппель; -скважинная камера со вставленными в карман газлифтными клапанами (глубина спуска скважинных камер определяется расчетом расстановки газлифтных клапанов). -производится монтаж наземной фонтанной арматуры, манифольда и их опрессовка. В затрубное пространство подается рабочий агент (газ) и скважину подключают к замерной установке. За ходом повышения давления в затрубном пространстве и открытием клапанов следят по манометрам. Когда уровень жидкости доходит до рабочего клапана, работа газлифтного оборудования переходит на установившийся режим и скважина эксплуатируется газлифтным способом. Демонтаж оборудования Демонтаж оборудования производится в следующем порядке: -останавливается работа скважины и производится ее глушение; -производится срыв пакера; -производится подъем оборудования. 2. СКВАЖИННАЯ КАМЕРА Камера скважинная входит в состав скважинного газлифтного оборудования. Скважинная камера спускается в скважину на колонне насосно-компрессорных труб под уровень жидкости. Количество спускаемых на колонне труб скважинных камер и глубина их расположения определяются расчетами для каждой конкретной скважины. Основное назначение скважиной камеры обеспечить надежное размещение газлифтного клапана. Классификация камер скважинных По конструктивному исполнению скважинные камеры делятся на: -камеры с газоотводящим устройством; -камеры без газоотводящего устройства. По способу размещения в скважине: -камеры с эксцентриковым расположением кармана под клапан; -камеры с центральным расположением клапана. По способу установки клапанов: -камеры для стационарных клапанов; -камеры для съемных клапанов. Скважинная камера предназначена для установки в нее съемного газлифтного или ингибиторного клапана, глухой или циркуляционной пробки при эксплуатации нефтяных скважин. Условные обозначения Скважинные камеры имеют обозначения: К-60А-210,где К – камера скважинная без газоотводного устройства; КГ – камера скважинная с газоотводом; КН – камера скважинная без газоотвода с направлением для отклонителя; КТ1 – камера скважинная для наклонно-направленных и газовых скважин; 60 – условный диаметр колонны подъемных труб, мм; А, Б, В – условный диаметр различного клапана равный соответственно 38, 25, 20 мм; 210 – рабочее давление, кгс/см2. Газлифтные клапаны на рабочее давление 21 МПа имеют шифры: Г-38, Г-38Р, Г-38-70Д, Г-25, Г-25Р, 1Г-25, 1Г-25Р, Г-20, Г-20Р, где 38, 25, 20 - условный диаметр клапана, мм; Р - рабочий клапан (остальные - пусковые); Д - камера клапана заполнена демпфирующей жидкостью. Устройство Скважинная камера представляет собой сварную конструкцию, состоящую из ниппеля, рубашки, направляющей и кармана.  Рисунок 1. Скважинные камеры типов К (а); КН (б); КТ (в): 1 — наконечник; 2 — рубашка; 3 - карман; 4 - газоотводящий патрубок; 5 — направляющая В рубашке камеры предусмотрен карман 3 для установки клапанов и пробок с помощью набора инструментов канатной техники через устье скважины, герметизированное оборудованием ОУГ 80 x 350. Газ или жидкость (для ингибиторного и циркуляционного клапанов) поступает из затрубного пространства через перепускные отверстия «а» камер к клапану. Клапаны и пробки уплотняются в кармане двумя наборами уплотнительных манжет, для которых предусмотрены посадочные шейки в кармане. Камера КН (см. рис.1, б) применяется для установок периодического газлифта и имеет газоотводящий патрубок 4, соединяемый с газоотводящим устройством. Камера КТ (см. рис.1, в) отличается от камеры типа К наличием в верхнем наконечнике направляющей оправки 5, позволяющей для посадки клапанов использовать консольный отклонитель, обеспечивающий надежность работ в наклонных скважинах. Управляющее давление для пусковых клапанов - давление газа, нагнетаемого в затрубное пространство скважины. При работе указанных клапанов газ через отверстия проникает в полость, где, воздействуя на эффективную площадь сильфона, сжимает его. В результате этого шток поднимается, и газ, открывая обратный клапан, поступает в подъемные трубы, аэрируя жидкость в них. Управляющее давление для рабочих клапанов - давление жидкости в колонне подъемных труб. При работе этих клапанов жидкость из колонны подъемных труб через отверстие в клапане поступает в полость, где, сжимая сильфон, оттягивает шток от седла и открывает клапан. Рубашка выполнена из специальной овальной трубы, на концах переходящей в круглое отверстие. В рубашке имеется окно, в которое вставляется и приваривается карман. Перед карманом имеется левая и правая направляющие. Крепление направляющих к рубашке производится через специальные отверстия, имеющиеся на рубашке, путем сварки винтов к рубашке. Ниппель, находящийся внутри верхнего конца рубашки, служит для ориентирования в направлении кармана отклонителя с газлифтным клапаном. В кармане имеются 3 отверстия, служащие для подачи газа под сильфон газлифтных клапанов. Для посадки газлифтного или ингибиторного клапана, инструмента или принадлежностей в карман скважиной камеры используется специальный комплект инструментов и порядок работы камеры Подготовка камеры к работе осуществляется в следующей последовательности: -осмотр камеры; -снимаются пробки, имеющиеся во входных отверстиях скважинной камеры; -при помощи резьбовых соединений (имеющихся с двух сторон камеры) камера соединяется с трубами для спуска в скважину. В камере имеются входные боковые отверстия, служащие для подачи газа под сильфон газлифтного клапана. После установки скважинной камеры в скважине, при помощи специальных инструментов типа КИГК, в нее опускается и устанавливается газлифтный клапан. При открытии газлифтного клапана под действием газа, последний через открытый клапан, газирует нефть и поднимает ее по подъемным трубам. При необходимости разобщения трубного и затрубного пространства при снятом газлифтном клапане, в период режима фонтанирования скважины, в карманы устанавливаются глухая пробка, перекрывавшая отверстия. Для проведения в скважине ремонтно-профилактических работ газлифтный клапан извлекается и на его место устанавливается внутри кармана циркуляционная пробка. В отличие от глухой пробки, циркуляционная пробка имеет отверстие для сообщения трубного и затрубного пространства. Маркировка На плоской поверхности верхнего конца, на расстоянии 300 мм от торца камеры, ударным способом должны наноситься: -заводской номер; -шифр изделия; -дата, месяц, год выпуска; Высота шрифта - не менее 5 мм. Рядом с указанной маркировкой должно наносится водостойкой краской контрастного цвета: -государственный Знак качества, (для скважинных камер которым он присвоен); -товарный знак завода-изготовителя. Высота знаков - не менее 15 мм. 3. ГАЗЛИФТНЫЕ КЛАПАНЫ Газлифтные клапаны - устройства для автоматического открытия или прекращения сообщения внутренней полости колонны подъемных труб с затрубным пространством, по которому нагнетается в скважину газ. Известные газлифтные клапаны подразделяются по классификационным признакам на следующие виды: по назначению – пусковые и рабочие; по принципу управления – управляемые давлением нагнетаемого газа и управляемые перепадом трубного и затрубного давлений; по способу размещения в колонне подъемных труб – центральные и эксцентрично размещенные; по типу чувствительного элемента клапана – сильфонные, пружинные, мембранные, комбинированные. по способу установки – съемные, стационарные. по конструктивным признакам – уравновешенные и неуравновешенные. Пусковые клапаны обеспечивают пуск газлифтной скважины методом газирования (аэрации) при последовательном автоматическом увеличении глубины ввода газа. При установившемся режиме работы газлифтной скважины пусковые клапаны остаются закрытыми. Газ при этом подается через рабочие клапаны. Управляющим давлением для этих клапанов является давление газожидкостной смеси в колонне подъемных труб. При непрерывном газлифте можно в качестве рабочего клапана использовать пусковой, отрегулированный на открытие при давлении, соответствующим глубине ввода газа. Открытие и закрытие газлифтного клапана осуществляется чувствительным элементом, который настраивается до установки клапана в скважину на определенное усилие. Чувствительным элементом в клапанах может быть сильфонная или мембранная камера, пружина или комбинация их. Широкое применение в промышленной газлифтной эксплуатации получили конструкции газлифтных клапанов с сильфонным чувствительным элементом. Сильфонные клапаны заряжают азотом. Давление в сильфонной камере увязывается с параметрами скважины и нагнетаемого газа. Клапаны могут быть уравновешенными и неуравновешенными. В уравновешенных клапанах давление открытия и закрытия равны. Устройство и принцип действия клапанов Клапан состоит из следующих узлов: узел зарядки, кожух, сильфон, шток, седло, корпус седла, обратный клапан. Обратный клапан предотвращает обратный переток жидкости из скважины, что особенно важно при установке пакеров, посадка которых осуществляется гидравлическим или гидромеханическими способами.  Рисунок 2. Схемы неуравновешенных газлифтных клапанов сильфонного типа: а – схема работы газлифтного клапана управляемого давлением нагнетаемого в скважину газа; б – схема работы газлифтного клапана управляемого давлением жидкостной смеси в колонне подъемных труб, где 1– узел зарядки; 2 – кожух; 3 – сильфон; 4 – шток; 5 – седло; 6 – корпус седла; 7 – обратный клапан. Клапан работает следующим образом. Давление газа в сильфонной камере создает силу, прижимающую шток 4 к седлу 5. Давление нагнетаемого газа в затрубном пространстве и давление газожидкостной смеси в колонне подъемных труб стремятся открыть клапан. При превышении нагрузки на сильфон осуществляется открытие клапана. При снижении нагрузки от давления газа и газожидкостной смеси ниже усилия создаваемого давлением агентом в сильфоне происходит закрытие клапана. Газлифтный клапан предназначен для сообщения затрубного пространства с внутренней полостью подъемных труб при газлифтном способе добычи нефти. Клапан автоматически регулирует поступление рабочего агента, нагнетаемого в затрубное пространство и полость подъемных труб. 1 2 |