Лекции № 11. Комплектность газлифтной установки, назначение и конструкция. Принцип действия подземного и наземного оборудования газлифтных скважин.

Подземное оборудование фонтанных скважин.

К подземному оборудованию относятся насосно-компрессорные трубы. Для предупреждения открытых фонтанов применяются комплексы типа КУСА и КУСА‑Э при эксплуатации фонтанных скважин. Они могут обслуживать от одной до восьми скважины в случае разгерметизации устья, при отклонении от заданных параметров (давления, дебита) работы скважин и при возникновении пожара.

Основные элементы комплексов — пакер, скважинный клапан-отсекатель, устанавливаемый внутрь НКТ на глубине до 200 м и наземная станция управления. Управление клапаном-отсекателем может быть пневматическим (тип КУСА) или электрогидравлическим (типа КУСА-Э).

Запорным органом служит хлопушка или шар.

Клапан-отсекатель (также и задвижка арматуры) может быть закрыт со станции управления принудительным путем или дистанционно с пульта диспетчера, связанного со станцией управления посредством промысловой телемеханики.

Имеются еще автоматические клапаны-отсекатели, срабатывающие при увеличении дебита скважины выше заданного. Они устанавливаются на НКТ. Автоматизация фонтанной скважины предусматривает и автоматическое перекрытие выкидной линии разгруженным отсекателем манифольдным типа РОМ-1. Отсекатель срабатывает автоматически при повышении давления в трубопроводе на 0.45 МПа (образование парафиновой пробки) и при понижении давления до 0.15 МПа (порыв трубопровода).

Заключение

Рассмотренное оборудование является основным не только при фонтанной эксплуатации скважин, но и при насосных способах отбора пластовой жидкости. По условиям работы это оборудование относится к разряду тяжелых, поэтому при проектировании и эксплуатации следует особое внимание уделять вопросам надежности и снижения нагрузки за счет рационального выбора фонтанных схем и подбора запорных и регулирующих устройств фонтанной елки.

Область применения газлифта – высокодебитные скважины с большими забойными давлениями, скважины с высоким газовым факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, песочные (содержащие в продукции песок) скважины, а также скважины, эксплуатируемые в труднодоступных условиях (например, затопляемость, паводки, болота и др.) Газлифт характеризуется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы.

По мере разработки месторождения условия эксплуатации скважин ухудшаются: обводняется продукция – увеличивается гидростатическое давление столба флюидов, образуется высоковязкая эмульсия, возрастают потери давления на трение в стволе и выкидной линии, что приводит к росту забойного и устьевого давлений, уменьшается эффективный газовый фактор и увеличивается потребный удельный расход газа ; при отсутствии применения или не достаточной эффективности ППД возможно уменьшение пластового давления , а также соответственно забойного и башмачного давлений, что вызывает увеличение удельного расходного . Это приводит к нарушению условия фонтанирования, то есть

< . (1)

Так как условию = соответствует минимальное забойное давление фонтанирования, а , то скважина прекращает фонтанирование при определенном дебите Q>0. С увеличением уменьшается , поэтому осуществлением ППД продлевается период фонтанирования до наступления определенной обводненности , а при большой гидропроводности пласта иногда даже до 100%-ной обводненности продукции.

Логическим продолжением фонтанной эксплуатации является газлифтная эксплуатация, при которой недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности. Если притекающую пластовую энергию, характеризуемую газовым фактором , дополняют энергией газа, закачиваемого в скважину с поверхности, происходит искусственное фонтанирование, которое называется газлифтным подъемом, а способ эксплуатации – газлифтным. Тогда условие работы газлифтного подъемника (газлифта) аналогично условию газлифтного фонтанирования можно записать

+ (2)

Где - удельный расход закачиваемого газа (отнесенный к расходу поднимаемой жидкости).

При компрессорном газлифте в отличие от фонтанного способа эксплуатации необходимо не только иметь источник сжатого газа, но и систему коммуникаций для транспортировки его к устью скважины, специальное оборудование устья и самой скважины для подачи газа. Кроме того, необходимо отделение газа от добытой газожидкостной смеси для его компримирования и повторного нагнетания, вследствие чего его подвергают специальной подготовке. Как и фонтанный, газлифтный подъемник состоит из колонны НКТ, диаметр которой рассчитывают по специальной методике.

По затрубному пространству газ с поверхности подается к башмаку НКТ, где смешивается с жидкостью, образуя ГЖС, которая поднимается на поверхность по подъемным трубам (НКТ). Закачиваемый газ добавляется к газу, выделяющемуся из пластовой жидкости. В результате смешения газа с жидкостью образуется ГЖС такой плотности, при которой имеющегося давления на забое скважины достаточно для подъема жидкости на поверхность.

Применение воздуха способствует образованию в НКТ очень стойкой эмульсии, разложение которой требует ее специальной обработки поверхностно-активными веществами, нагрева и длительного отстоя. Применение углеводородного газа, хотя и способствует образованию эмульсии, но такая эмульсия нестойкая и разрушается (расслаивается) часто простым отстоем без применения дорогостоящей обработки для получения чистой кондиционной нефти. Это объясняется отсутствием кислорода или его незначительным содержанием в используемом углеводородном газе и химическим родством газа и нефти, имеющих общую углеводородную основу. Кислород, содержащийся в воздухе, способствует окислительным процессам и образованию на глобулах воды устойчивых оболочек, препятствующих слиянию воды, укрупнению глобул и последующему их оседанию при отстое. Причем отсепарированный газ газлифтной скважины при бурном перемешивании его с нефтью при движении по НКТ обогащается бензиновыми фракциями. При физической переработке такого газа на газобензиновых заводах получают нестабильный бензин и другие ценные продукты. Переработанный (осушенный) на газобензиновых заводах газ снова используется для работы газлифтных скважин после его предварительного сжатия до необходимого давления на компрессорных станциях промысла.

Единственным достоинством эрлифта является неограниченность источника воздуха как рабочего агента для газожидкостного подъемника. 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.

Конструкция любого газлифтного подъемника должна обеспечивать в скважине наличие двух каналов: для закачки газа и для подъема газожидкостной смеси на поверхность. Такие каналы могут быть созданы либо двумя параллельными (лифт Поле), либо концентрично расположенными (лифт Саундерса) рядами труб.

Ввиду сложности спуска в скважину на большие глубинны двух параллельных рядов труб, жестко связанных внизу у башмака, и невозможности использования НКТ больших диаметров при малом (96,3 – 140,3 мм) диаметре эксплуатационной колонны лифт Поле не получил распространения.

В зависимости от числа рядов труб, концентрично расположенных в скважине, различают двухрядные, полуторарядные и однорядные подъемники (рис.32). В первых двух подъемниках внешний ряд труб спускают до интервала перфорации для улучшения условий выноса песка с забоя за счет увеличения скорости потока. Газ подаю в межтрубное пространство между первым (внешним) и вторым (внутренним) рядами труб.

а б в г

Рисунок 32 – Конструкции и системы газлифтных подъемников:

а, б, в – соответственно двух-, полутора- и однорядный подъемники кольцевой системы; г – однорядный подъемник центральной системы

Однако ввиду большой металлоемкости, стоимости, осложнения при увеличении глубины спуска подъемных (внутренних) труб из-за необходимости предварительного изменения подвески внешнего ряда труб полутора рядного подъемника, обеспечения условий выноса песка другими путями двух - и полуторарядные подъемники не применяются. Их применение может быть оправдано как вынужденная мера при отсутствии герметичности эксплуатационной колоны.

В настоящее время применяется однорядный подъемник, при котором в эксплуатационную колонну спускается один ряд НКТ. Он является наименее металлоемкими и наиболее дешевым, обеспечивает возможность свободного изменения диаметра и длины подъемных труд, причем диаметр может быть уже значительно большим. Для обеспечения условии выноса песка с забоя скважины труб спускают до забоя, а газ вводят выше на необходимой глубине через рабочий газлифтный клапан или через 2 – 4 отверстия диаметром 5 – 8 мм в рабочей муфте. Клапан или рабочая муфта при прохождении газа создают постоянный перепад давления (0,1 – 0,15 МПа), который удерживает уровень жидкости ниже точки ввода газа на 10 – 15 м и обеспечивает тем самым равномерное поступление газа в подъемные трубы. Этим уменьшаются пульсации в работе, которые способствуют разрушению пласта и образованию песчаных пробок.

Для очистки забоя от песка обратной (закачкой жидкости в НКТ) промывкой скважины рабочий газлифтный клапан снабжают дополнительным узлом обратного клапана, который перекрывает отверстия и жидкость идет не через газлифтный клапан, а через башмак НКТ. В дополнение к этому большое затрубное пространство позволяет устанавливать газлифтные клапаны вдоль колонны НКТ.

В зависимости от направления подачи газа различают кольцевую и центральную системы подъемников. При кольцевой системе газ закачивают в кольцевое (затрубное или межтрубное) пространство (см. рис. 32,а, б, в), а при центральной – в центральные трубы (см. рис. 32, г). На практике газлифтные скважины в основном работают по кольцевой системе. Это обусловлено следующим:

Оптимальные условия лифтирования достигаются обычно при малых проходных сечениях;

Песок разъедает соединения муфт на трубах и возможен их обрыв;

При добыче парафиновой нефти периодическое удаление отложений парафина со стенок кольцевого пространства затруднено.

Дата добавления: 2017-02-01