Эссе. Высота подъема это расстояние h0 от уровня жидкости до устья во время работы
 Скачать 1.31 Mb.
|
|
В настоящее время газлифтный способ эксплуатации скважин является одним из самых распространенных и эффективных способов эксплуатации скважин. Этот способ добычи имеет ряд преимуществ, таких как: возможность варьировать отбором пределах (от 1500 до 2000 м3/сут); возможность работать в широких интервалах температур; наличие большого газового фактора не усложняет, а наоборот облегчает отбор жидкости; большой межремонтный период; возможность работать с сильно искривленным стволом скважины; наличие мех. примесей не усложняет работу скважины; возможность работать с агрессивными жидкостями; К недостаткам можно отнести: повышенные требования безопасности из-за наличия газа высокого давления; потребность в большой сети трубопроводов высокого давления; огромных комплексов сложного наземного оборудования; повышенные требования к герметичности оборудования. Принцип действия газлифта заключается в разгазировании жидкости в подъемных трубах и уменьшении ее плотности. При непрерывной подаче газа газированная жидкость поднимается до устья скважины и выливается наружу. Газ подается под давлением до забоя скважины и через рабочий клапан выдавливается в жидкость, в результате плотность жидкости существенно уменьшается и устанавливается новое значение забойного давления. Газлифтный подъемник характеризуется глубиной погружения, высотой подъема жидкости и относительным погружением. Глубина погружения – это высота столба дегазированной жидкости h, соответствующая давлению у башмака подъемника вовремя работы скважины. Высота подъема – это расстояние h0 от уровня жидкости до устья во время работы. Относительное погружение – это отношение глубины погружения h ко всей длине подъемника. В промысловой практике при определении относительного погружения обычно исходят из рабочего давления, т. е. из давления нагнетания газа. Задаются рабочим давлением и определяют относительное погружение. Для подъема жидкости сжатым газом используются различные системы подъемников, отличающиеся числом рядов спускаемых в скважину колонн труб, их взаимным расположением, направлением движения рабочего агента и газонефтяной смеси. 3.2 Системы и конструкции газлифтных подъемников По направлению нагнетания рабочего агента газлифтные подъемники бывают кольцевыми или центральными, по числу спускаемых рядов подъемники бывают однорядными и двухрядными, а иногда трехрядными, в случае, когда одной скважиной эксплуатируется сразу два пласта. Кольцевая система (однорядном подъемнике), когда в скважину спускают один ряд НКТ, который является подъемной колонной. Каналом для подачи газа является кольцевое пространство между НКТ и обсадной колонной (рис. 3.1).  Рисунок 3.1 подъемник кольцевой с однорядным лифтом В зависимости от дебитов скважин применяются НКТ следующих диаметров. Следует отметить, что трубы диаметром 114мм, применяются крайне редко из-за большой металлоемкости и отсутствия подъемников соответствующей грузоподъемности при ремонте скважин. Таблица 3.1 - зависимость дебита от диаметра НКТ  При неудовлетворительном состоянии эксплуатационной колонны скважины или при конструкции скважины, не рассчитанной на эксплуатацию газлифтным способом, применяется двухрядный подъемник. В этом случае, в скважину спускается два концентрически расположенных ряда труб. Рабочий агент поступает через кольцевое пространство между трубами, а жидкость поднимается по внутренней трубе (рис. 3.2)  Рисунок 3.2 Подъемник кольцевой с двухрядным лифтом При дебите скважины свыше 300 т/сут применяется газлифт центральной системы. В этом случае газ поступает в скважину по колонне НКТ, а отбор жидкости производится по кольцевому пространству между эксплуатационной колонной и НКТ. Центральным газлифтом могут эксплуатироваться скважины с дебитом до 2000 т/сут. Недостатком этой системы является отбор жидкости по обсадной колонне, что приводит к сравнительно быстрому коррозионному и эрозионному ее износу (рис. 3.3).  Рисунок 3.3 Подъемник центральной системы В скважину спущены концентрически два ряда труб. По центральным трубам закачивается газ, а отбор жидкости производится по кольцевому пространству между трубами. При использовании для центральных труб – НКТ 48мм, а для внешнего ряда – НКТ 114мм, можно получить дебит до 700 м3/сут. В промысловой практике наибольшее распространение получил кольцевой газлифт с однорядным подъемником. Двухрядный подъемник применяется, как правило, при отсутствии герметичности эксплуатационной колонны. На рис. 3.4 на схеме подъемника центральной системы с двухрядным лифтом.  Рисунок 3.4 Подъемник центральной системы с двухрядным лифтом При эксплуатации месторождении со слабосцементированными песчаниками для обеспечения условии выноса песка с забоя скважины подъемные трубы спускаются до забоя. По источнику газоснабжения газлифты может быть компрессорным или бескомпрессорным. При компрессорном газлифте источником газа высокого давления (ВД) являются компрессорные станции (КС), от которых газ поступает в скважины по системам газопроводов. При наличии в геологическом разрезе месторождения газовых пластов они используются в качестве источников газа для подъема жидкости (бескомпрессорный газлифт). Бескомпрессорный газлифт разделяется на внутрискважинный и автономный. При внутрискважинном газлифте газ из газового пласта поступает в лифт на глубине пласта (рис. 3.5)  Рисунок 3.5 Схема внутрискважинного газлифта При автономном безкомпрессорном газлифте источником газа ВД является газовая скважина, из которой газ через газораспределитель - манифольд, поступает в газлифтную скважину. Бескомпрессорный газлифт является наиболее дешевым из всех механизированных способов добычи.[7,8] 3.3 Подземное оборудование газлифтных скважин Для снижения пускового давления и обеспечения максимальной глубины ввода газа в лифт предназначены газлифтные клапана, в результате чего снижается расход рабочего агента, повышается дебит скважин и повышается рентабельность добычи нефти газлифтом. На сегодняшний день известно много различных типов газлифтных клапанов. На рис. 3.6 представлены схемы подземного оборудования газлифтных скважин для кольцевой и центральной системы.  Рисунок 3.6 Схема подземного оборудования газлифтной скважины (А. Кольцевая система; Б. Центральная система ) Газлифтный клапан состоит из разъемного корпуса, в котором есть отверстия для поступления газа из кармана мандрели во внутреннюю полость клапана. Для исключения прорыва газа мимо клапана на корпусе расположены уплотнительные манжеты. Сильфон является чувствительным элементом, регулирующим работу клапан, заполненный на поверхности азотом. В нижней части сильфона – шток с шариком из твердосплавного материала, который покрывает отверстие седла. Для исключения поступления жидкости из НКТ в затрубье после остановки скважины, в нижней части клапана расположен обратный клапан Над обратным клапаном – цанговое устройство для фиксации клапана в кармане мандрели. В верхней части клапана – ловильная головка, при помощи которой клапан может быть извлечен. При подаче газа в затрубье – он поступает через карман мандрели в клапан и под его давлением сильфон сжимается, перемещая шток вверх, при этом открывается отверстие седла клапана и газ поступает во внутреннюю полость клапана. Затем, через боковые отверстия в хвостовике, он поступает в мандрель и в НКТ, производя подъем жидкости на поверхность. После снижения давления в НКТ и затрубье происходит закрытие клапана. Во время пуска, для исключения колебаний сильфона, в нем вмонтировано демпферное устройство, а в сильфон заливается масло. Мандрели предназначены для установки в них клапана для подачи ингибиторов в НКТ и глухих пробок, циркуляционного клапана, газлифтного клапана. В верхней части мандрели расположена втулка с косым срезом для ориентации канатного инструмента в сторону кармана. Над карманом приварены направляющие планки. Циркуляционный клапан предназначен для глушения скважины перед ремонтом. Они устанавливаются непосредственно над пакером. Во внутренней полости клапана имеется плунжер с уплотнительным элементом, который зафиксирован в корпусе клапана. Для глушения скважины необходимо создать давление в НКТ. Давлением срезается плунжер, открывается отверстие в теле клапана, т. е. Создается циркуляция между затрубьем и НКТ. В подземном оборудовании предусмотрен ингибиторный клапан, для защиты газлифта от отложения солей, парафина или коррозии. В качестве ингибиторного клапана применяются газлифтные клапана с малым седлом. Ниппель предназначен для опрессовки НКТ в скважинах без пакера. Ниппель представляет собой муфту с резьбой НКТ, с посадочным местом для пробки. После окончания ремонта скважины в ниппель устанавливается пробка и опресовывают НКТ насосным агрегатом.[2] |