Меню

Оборудование для добыче нефти с помощью бескомпрессорного газлифта



Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Бескомпрессорный газлифт

Бескомпрессорный газлифт , как показала зарубежная практика его применения, оказался экономически выгодным даже в том случае, если газ высокого давле-ния подается за несколько десятков километров на пункт очистки и осушки, а затем вновь возвращается на нефтяное месторождение с целью использования его для подъема жидкости из скважин. При внедрении компрессорного газлифта определение устьевого давления и давления сепарации должно сопровождаться экономическими расчетами. [1]

Бескомпрессорный газлифт за последние годы широко применяют во многих нефтедобывающих районах страны. Он успешно внедряется в Краснодарском крае, на Украине, в Киргизии, Узбекистане, Туркмении, Казахстане, Тюменской области ( Главтюменнефтегаз), Азербайджане, Дагестане и на Сахалине. [2]

Бескомпрессорный газлифт с использованием природного газа в качестве рабочего агента может применяться в скважинах, пробуренных с конструкцией для газлифта, только при условии утилизации газа. [3]

Осуществление бескомпрессорного газлифта осложняется необходимостью предварительной подготовки газа для безгидрат-ного его транспорта. При этом забор газа осуществляется из двух скважин; одна из них — резервная. Такая схема целесообразна для куста, состоящего из трех и более скважин. [4]

При бескомпрессорном газлифте , а также в системах сбора газа, когда температура газа не превышает 308 К, установка будет работать без блока охлаждения и сепарации. [5]

При бескомпрессорном газлифте используется газ высокого давления газоносных ( газовых) пластов того же месторождения или магистральных газопроводов, транспортирующих газ из других месторождений и проходящих вблизи газлифтных скважин. При наличии газоносного пласта в профиле нефтяной скважины для подъема нефти из скважины на поверхность применяют внутрискважинный газлифт, а при использовании газа из магистральных или промысловых газопроводов — автономный бескомпрессорный газлифт. [6]

При бескомпрессорном газлифте природный газ транспортируется до места расположения газлифтных скважин и обычно проходит предварительную подготовку на специальных установках, которая заключается в отделении конденсата и влаги, а иногда и в подогреве этого газа перед распределением по скважинам. Избыточное давление обычно понижается дросселированием газа через одну или несколько ступеней штуцеров. Существует система газлифтной эксплуатации, которая называется внутрискважинным газлифтом. В этих системах источником сжатого газа служит газ газоносных пластов, залегающих выше или ниже нефтенасыщенного пласта. Оба пласта вскрываются общим фильтром. [7]

При бескомпрессорном газлифте необходимо эксплуатировать скважины при максимальном рабочем давлении, что обеспечит минимальные удельные расходы газа и низкую себестоимость добычи нефти. При компрессорном газлифте газ движется по замкнутому циклу и удельный расход его не имеет определяющего значения. В этом случае исходят из минимума затрат энергии на компримирование газа, необходимого для подъема единицы объема продукции. Поэтому выбирают такое давление компримирования ( и, следовательно, рабочее давление), при котором затраты энергии минимальны. [9]

При бескомпрессорном газлифте природный газ под собственным давлением поступает из скважины газовых или газо-конденсатных месторождений. Там же осуществляется его очистка и осушка. На нефтяном промысле иногда его только подогревают. Если нефтяная и газовая залежи залегают на одной площади, то возможен внутрискважинный бескомпрессорный газлифт, отличительная особенность которого — поступление газа из выше — или нижезалегающего газового пласта непосредственно в нефтяной скважине. [10]

При бескомпрессорном газлифте используют энергию газа большого давления, поступающего из газовых месторождений. Применение бескомпрессорного газлифта рационально при наличии газовых месторождений вблизи нефтяных или при добыче газа высокого давления на самих нефтяных месторождениях. После подъема жидкости газ имеет значительно меньшее давление, насыщен парами жидкости, поэтому использование его несколько ограничивается. В то же время схема бескомпрессорного газлифта позволяет без больших капиталовложений и без сложных компрессоров и компрессорных станций поднимать из скважин жидкость наиболее простым методом. [12]

При бескомпрессорном газлифте природный газ транспортируется до места расположения газлифтных скважин и обычно проходит предварительную подготовку на специальных установках, которая заключается в отделении конденсата и влаги, а иногда и в подогреве этого газа перед распределением по скважинам. Избыточное давление обычно понижается дросселированием газа через одну или несколько ступеней штуцеров. Существует система газлифтной эксплуатации, которая называется внутрискважинным газлифтом. В этих системах источником сжатого газа служит газ газонооных пластов, залегающих выше или ниже нефтенасыщенного пласта. Оба пласта вскрываются общим фильтром. [13]

При бескомпрессорном газлифте , а также в системах сбора газа, когда температура газа не превышает 35 С, установка будет работать без блока охлаждения и сепарации. [14]

Перевод на бескомпрессорный газлифт не только увеличивает производительность скважин, но и дает экономию эксплуатационных расходов. [15]

Источник

Схема работы бескомпрессорного газлифта

При бескомпрессорном газлифте используют энергию газа большого давления, поступающего из газовых месторождений. Применение бескомпрессорного газлифта рационально при наличии газовых месторождений вблизи нефтяных или при добыче газа высокого давления на самих нефтяных месторождениях.

После подъема жидкости газ имеет значительно меньшее давление, насыщен парами жидкости, поэтому использование его несколько ограничивается. В то же время схема бескомпрессорного газлифта позволяет без больших капиталовложений и без сложных компрессоров и компрессорных станций поднимать из скважин жидкость наиболее простым методом. Поэтому этот метод на некоторых нефтяных месторождениях нашел применение.

На рис. 4.16 показана технологическая схема бескомпрессорного газлифта, применяемая в объединении Краснодарнефтегаз.

Рис. 4.16. Бескомпрессорная газлифтная установка

Газ из скважин 1 под большим давлением (15. 20 МПа) поступает на пункт очистки (осушки 2), где он проходит через гидроциклонные сепараторы и конденсатосборники. После пункта очистки газ поступает в беспламенный подогреватель 3 для подогрева до 80. 90°С, а затем в газораспределительную батарею 4. Подогрев газа является эффективным средством борьбы с гидратообразованием при транспортировании и редуцировании газа. От батареи газ направляется через регулировочные штуцеры 5 в добывающие нефтяные скважины 6. После подъема жидкости газ поступает в газосепараторы первой 7 и второй 8 ступеней, откуда направляется в топливные линии и на газобензиновый завод. Жидкость из газосепараторов направляют в емкость 9.

Буровые установки предназначены для бурения эксплуатационных и глубоких разведочных скважин вращательным способом. Буровая установка — это комплекс буровых машин, механизмов и оборудования, смонтированный на точке бурения и обеспечивающий с помощью бурового инструмента самостоятельное выполнение технологических операций . Современные буровые установки подразделяются на следующие составные части:

· буровое оборудование (талевый механизм, насосы, лебедка, вертлюг, ротор, привод, топливомаслоустановка, дизель-электрические станции, пневмосистема);

· буровые сооружения (вышка, основания, сборно-разборные каркасно-панельные укрытия);

· оборудование для механизации трудоемких работ (регулятор подачи долота, механизмы для автоматизации спуско-подъемных операций, пневматический клиновой захват для труб, автоматический буровой ключ, вспомогательная лебедка, пневмораскрепитель, краны для ремонтных работ, пульт контроля процессов бурения, посты управления);

· оборудование для приготовления, очистки и регенерации промывочного раствора (блок приготовления, вибросита, песко и глиноотделители, подпорные насосы, емкости для химических реагентов, воды и промывочного раствора);

· манифольд (нагнетательная линия в блочном исполнении, дроссельно-запорные устройства, буровой рукав);

· устройства для обогрева блоков буровой установки (теплогенераторы, отопительные радиаторы и коммуникации для разводки теплоносителя).

Читайте также:  Газовое оборудование обогреватели и конвекторы

ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К БУРОВЫМ УСТАНОВКАМ

Требования, предъявляемые к буровым установкам, определяются условиями бурения и показателями, характеризующими уровень их технического совершенства. Из числа факторов, определяющих условия бурения, в первую очередь следует учитывать: природно-климатические и геологические; отдаленность от ремонтных баз и источников энергии; частоту перемещения на новые точки бурения; загазованность окружающей среды, загрязненность рабочих мест промывочным раствором; необходимость обеспечения бесперебойного процесса бурения для устранения возможных осложнений в стволе скважины; высокую абразивность и коррозионную активность промывочного раствора; стесненность рабочих мест и др. Требования к буровым установкам разделяются на технические, эксплуатационные, технологические, экономические, социальные и специальные.

Технические требования заключаются в том, чтобы конструкция буровой установки отвечала новейшим достижениям науки и техники, а ее параметры соответствовали мировым стандартами требованиям современной технологии бурения. Машины и оборудование, входящие в состав буровой установки, должны иметь 12 высокий коэффициент полезного действия (к. п. д.), достаточную прочность, надежность и долговечность.

Эксплуатационные требования исходят из того, что в процессе эксплуатации работоспособность буровой установки будет поддерживаться проведением технического обслуживания и ремонтов. С этой целью необходимо обеспечить высокую ремонтопригодность буровой установки, т. е. доступность ее агрегатов для технического обслуживания и ремонта, возможность контроля технического состояния и замены быстроизнашивающихся узлов и деталей.

Технологические требования связаны с материальными и трудовыми затратами на изготовление буровых установок. К ним относятся:

простота конструкции машин, достигаемая максимальным упрощением их структурной схемы;

простота форм деталей, рациональный выбор материала и способа получения заготовок с целью экономии материала;

оптимальные точность изготовления и шероховатость поверхности, уменьшение размеров обрабатываемых поверхностей;

правильный выбор допусков и посадок, обеспечивающий взаимодействие деталей, взаимозаменяемость, соблюдение их размера для устранения подгоночных работ при сборке;

максимальное использование стандартных и унифицированных узлов и деталей;

уменьшение номенклатуры режущего и крепежного инструментов, используемых при механической обработке и сборке.

Ремонт зубчатых шестерен, звездочек производится следующими основными способами: наплавкой, когда зубья изношены или частично поломаны, заменой венцов, пластической деформацией (давлением), пово­ротом шестерен, звездочек на валу. Наплавка зубьев шестерен, звездочек производится электродуговым способом, но чаще ацетиленокислородным пламенем. В качестве присадочного материала рекомендуется выбирать прутки или электроды того же химического состава, что материал шестер­ни или звездочки. При наплавке малоуглеродистой сталью шестерню под­вергают цементации, а после закаливают. Износостойкую наплавку зубьев шестерен следует производить железохромистыми прутками типа сормайт № 2 или электродами ЦС-2. При этом термическая обработка зубьев не производится, так как наплавленный слой имеет достаточную твердость.

Наплавленные сормайтом или закаленные зубья обрабатывать мож­но только абразивными корундовыми кругами с зернистостью 34-46 или электроэрозионными способами (анодно-механическим или электроискро­вым). Размеры и правильность обработки зубьев контролируют шаблоном.

Средний износ зубьев шестерен, наплавленных сормайтом, после пробега автомобиля 15000 км колеблется в пределах 0,05-0,07 мм.

Замену венцов и части детали проводят в случаях, когда конструкци­ей предусмотрены сменные венцы и когда (в блоках шестерен) из-за изно­са зубьев на одном венце нецелесообразно выбраковывать весь дорого­стоящий блок.

Технологический маршрут замены венца подвижных шестерен (ка­реток) состоит из следующих операций: изношенную шестерню блока сре­зают, протачивают посадочное место, изготовляют новый зубчатый венец, затем напрессовывают на блок шестерен и дополнительно крепят (сварка, штифтовка и др.). При напрессовке венцов осуществляется предваритель­ный нагрев в масляных ваннах для создания требуемого натяга (рис. 24.2).

Если конструкцией предусмотрены сменные венцы в отдельных блоках шестерен, то применяют клепку венцов к ступицам; лучше ее про­водить в холодном состоянии, при этом отношение длины стержня такой заклепки к ее диаметру должно быть не более 1:4. Несоблюдение этого ус­ловия приводит к продольному изгибу стержня заклепки, что создает ра­диальный нажим на венец и может вызвать его деформацию. Механиче­ская и термическая обработка целиком наплавленных зубчатых венцов и шлицев ступиц, а также шлицев валов не отличается от изготовления этих элементов в новых деталях. Технология изготовления деталей подробно изучается в курсе «Технология машиностроения».

Колонна штанг обеспечивает кинематическую связь силового органа с плунжером скважинного насоса. Колонна штанг работает в очень тяжелых условиях она подвергается действию циклически изменяющейся нагрузки: в верхней части пульсирующая, в нижней – знакопеременная, она погружена в корозиоактивную жидкость. Её боковые поверхности изнашиваются за счет искривления скважины и абразивного износа.

Конструкция насосных штанг и муфт

Требуемая долговечность колонны штанг достигается улучшением конструкции колонны, применением хороших технологий изготовления штанг, использованием прочных сталей, обеспечением легкого режима эксплуатации.

Расчет колонны штанг сводиться к определению величины и характера изменения нагрузки на них, выбора расчетной формулы соответствующей условиям работы штанг и определению допускаемых напряжений, обуславливающих надежную работу колонны штанг. расчет колонны штанг производится либо по эмпирическим формулам, либо по специально составленным таблицам, либо по номограммам. Насосные штанги выпускаются диаметрами: 12, 16, 19, 22, 25 мм. Средняя длина штанг 8м. Резьба штанг накатывается. Штанги и муфты делаются из Ст.40 для легких условий работы, для сложных условий – из легированных сталей с последующим поверхностным упрочнением.

Существуют трубчатые штанги. Их использование уменьшает металлоемкость внутрискважинного оборудования за счет исключения колонны НКТ, уменьшает пиковые нагрузки в точке подвеса за счет увеличения плавучести колонны штанг. Позволяет проведение некоторых технологических операций. Однако их производство сложнее и металлоемкость и стоимость больше. В ШСНУ применяются НКТ с гладкими и высаженными наружу концами групп прочности К, Е, Л, Н, на трубах и муфтах резьба a–600, конус 1:16.

Схема установки с трубчатыми штангами

1 — канатная подвеска; 2 — узел крепления штанг; 3 — трубчатая штанга; 4 — боковой отвод; 5 — фланцевое соединение; 6 — гибкий шланг; 7 — коллектор

Источник

Газлифт (газлифтный подъемник)

Принцип работы газлифта

В том случае, когда для фонтанирования недостаточно пластовой энергии и энергии нефтяного газа, в скважину подают газ (или воздух) от компрессорной станции или из газовых скважин . Энергия подаваемого газа обеспечивает подъем жидкости на поверхность. Этот способ добычи нефти называется компрессорным.

Компрессорный способ добычи пока мало распространен, хотя оборудование скважин при этом методе приближается по простоте конструкций к оборудованию фонтанирующих скважин. Последние имеют наиболее простое оборудование, не сравнимое со сложными скважинными насосными установками. Простота оборудования скважин, повышение эффективности компрессорного способа добычи нефти с увеличением глубины, с которой поднимается жидкость, расширяют область применения компрессорной эксплуатации нефтяных месторождений. Распространению этого метода подъема жидкости способствует применение нефтяного газа большого давления или газa из газонасыщенных пластов. Последний способ называется бескомпрессорным газлифтом. В этом случае остается необходимость подготовки газа, отделения конденсата, но исключается применение компрессорных станций, значительно упрощается поверхностное оборудование, и затраты на обустройство месторождения приближаются к затратам при фонтанировании скважин.

Для подъема жидкости из скважины газлифтным способом в скважину опускается одна или две колонны насосно-компрессорных труб ( рис. 4.15 ). Внутренняя, подъемная колонна труб опущена на глубину L. До подачи газа уровень жидкости в скважине и трубах одинаковый, он называется статическим уровнем Нст (я (рис. 4.15, а). Подаваемый в межтрубное пространство газ отжимает жидкость до низа подъемной колонны и проходит в нее, увлекая за собой жидкость. Смесь газа с жидкостью достигает поверхности и в результате ее отбора статический уровень Нст в скважине снижается до динамического Ндин, (рис. 4.15, б). Структура потока смеси в подъемной колонне может быть: пузырьковой (рис. 4.15, в) — в нижней части колонны, пробковой (рис. 4.15, г) — в верхней части колонны и дисперсионно-кольцевой (рис. 4.15, д) — в верхней части колонны при избытке газа.

Читайте также:  Навесное оборудование для мотоблока угра череповец

Рис. 4.15 . Подъем жидкости газом при газлифтном способе эксплуатации

Компрессорное оборудование при газлифте

Газ , получаемый от компрессорной станции, при газлифтной эксплуатации направляется по двум или трем трубопроводам, в которых его давление различно, через газораспределительную будку к отдельным скважинам. Подробнее.

Схема работы бескомпрессорного газлифта

При бескомпрессорном газлифте используют энергию газа большого давления, поступающего из газовых месторождений. Применение бескомпрессорного газлифта рационально при наличии газовых месторождений вблизи нефтяных или при добыче газа высокого давления на самих нефтяных месторождениях.

Внутрискважинное оборудование при газлифте

При компрессорном газлифте, также как и бескомпрессорном для пуска скважины в работу требуется значительно большее давление, чем в процессе работы. Для снижения пускового давления в скважине на подъемной колонне устанавливают пусковые клапаны. При их установке происходит ввод газа в подъемную колонну, сначала в верхнюю часть колонны от уровня установки первого пускового клапана, потом от второго и т. д., пока весь столб поднимаемой смеси не будет газирован ( рис. 4.17, а. е ).

Источник

Добыча нефти и газа

нефть, газ, добыча нефти, бурение, переработка нефти

Газлифтный способ добычи нефти

3. Газлифтный способ добычи нефти. При газлифтном способе эксплуатации недостающая энергия подается с поверхности в виде энергии сжатого газа по специальному каналу.

Газлифт подразделяется на два типа: компрессорный и бескомпрессорный. При компрессорном газлифте для сжатия попутного газа применяются компрессоры, а при бескомпрессорном газлифте используется газ газового месторождения, находящийся под давлением, или из других источников.

Газлифт относительно других механизированных способов эксплуатации скважин имеет ряд преимуществ:

возможность отбора значительных объемов жидкости с больших глубин на всех этапах разработки месторождения при высоких технико-экономических показателях;

простота скважинного оборудования и удобство его обслуживания;

эффективная эксплуатация скважин с большими искривлениями ствола;

эксплуатация скважин в высокотемпературных пластах и с большим газовым фактором без осложнений;

возможность осуществления всего комплекса исследовательских работ по контролю за работой скважины и разработкой месторождения;

полная автоматизация и телемеханизация процессов добычи нефти;

большие межремонтные периоды работы скважин на фоне высокой надежности оборудования и всей системы в целом;

возможность одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов и более при надежном контроле за процессом;

простота борьбы с отложением парафина, солей и коррозионными процессами;

простота работ по подземному текущему ремонту скважины, восстановлению работоспособности подземного оборудования для подъема продукции скважины.

Недостатками газлифта по традиции считаются высокие начальные капитальные вложения, фондоемкость и металлоемкость. Эти показатели, во многом зависящие от принятой схемы обустройства промысла, ненамного превышают показатели при насосной добыче [2, 9-14 и др.].

Опыт широкомасштабного применения газлифта на месторождениях Западной Сибири показывает, что если коэффициент эксплуатации по фонтанным скважинам составлял 0,938-0,979 [2, 9-14], а по насосным 0,680-0,926, то по газлифтным — близок к значениям для фонтанных скважин. Достигнуто это в основном за счет использования соответствующего оборудования при выполнении внутрискважинных операций, что обеспечивает длительную работу высоко- и среднедебитных газлифтных скважин без текущего подземного ремонта.

В 1976 г. на Правдинском месторождении газлифтным способом эксплуатировалось 200 скважин при суточном расходе рабочего агента в 750 тыс. м 3 , добыче нефти 12,7 тыс. т/сут при средней обводненности продукции скважин 18 %, среднем удельном расходе газа 48 м 3 /т (42 м /м ). Межремонтный период газлифтных установок по всему фонду 1010 сут, коэффициент эксплуатации скважин 0,994. Межремонтный период газлифта в сопоставимых горно-геологических условиях

месторождений Западной Сибири оказался в 3 раза выше, чем установок ЭЦН. Отмечалось возрастание продолжительности работы газлифта без ремонта при стабильной работе компрессоров до 3—4 лет [2,9, Ю, 12, В, И и др.].

В период активного развития газлифтной добычи нефти в Западной Сибири была сделана оценка КПД установок ЭЦН и газлифта [10, 11, 12] по фонду установок ЭЦН Усть-Балыкского и газлифтных установок Правдинского месторождений. Если КПД установок ЭЦН в отрасли достигал 0,25-0,30, то для условий Усть-Балыкского месторождения он составлял 0,13. Это было обусловлено применением насосов и погружных электродвигателей завышенной мощности, лучше противостоящих воздействию вредных факторов; большими потерями энергии в кабеле из-за высокой температуры жидкости; наличием большого количества свободного газа на приеме насосов и др.

Коэффициент полезного действия газлифтных установок, рассчитанный с учетом собственного газового фактора, составил 0,51, а по безводным скважинам с высоким пластовым давлением и значительным коэффициентом продуктивности достигал 0,70 и более. Однако с увеличением обводненности продукции скважин КПД газлифта уменьшается. При обводненности выше 50 % газлифтные установки зачастую работают на пульсирующем режиме, удельный расход газа при этом возрастает в 3 раза и более, а КПД уменьшается до 0,20-0,25. В этих условиях стабилизация режима эксплуатации скважин и улучшение показателей газлифтной добычи нефти могут быть достигнуты путем применения специальных способов повышения эффективности работы газожидкостного подъемника (применение ПАВ, диспергаторов и др.). При этом важное значение имеет более тщательная оптимизация режима работы скважины.

Давление рабочего агента выбирается исходя из условия обеспечения минимума затрат на строительство и эксплуатацию системы при обеспечении заданных дебитов скважин и достигает в современных системах 10-11 МПа, а в отдельных случаях 15 МПа.

Наибольшее число элементов в системе газлифта и более сложное оборудование используются в случае компрессорного газлифта. Современный газлифтный комплекс представляет собой замкнутую герметичную систему высокого давления (рис. 1.5).

Основными элементами этой схемы являются: скважины 1, компрессорные станции 3, газопроводы высокого давления, трубопроводы для сбора нефти и газа, сепараторы различного назначения 7, газораспределительная батарея 4, групповые замерные установки, системы очистки и осушки газа с регенерацией этиленгликоля 6, дожимные насосные станции, нефтесборный пункт,

clip_image002

Рис. 1.5. Схема замкнутого цикла газлифтного комплекса:

/ — газ высокого давления; // — газ низкого давления; /// — продукция скважин до

сепарации; IV — нефть; 1 — скважины; 2 — приводной агрегат; 3 — компрессорные

станции; 4 — газораспределительная батарея; 5 — замерный сепаратор; 6 -абсорбер; 7 —

групповой сепаратор

система управления и контроля за работой системы, система энергообеспечения и др.

В состав комплекса входит система АСУ ТП, которая включает выполнение следующих задач:

Читайте также:  Оборудование для больниц статья

измерение и контроль рабочего давления на линиях подачи газа в скважины на магистральных коллекторах;

измерение и контроль перепада давления;

управление, оптимизация и стабилизация режима работы скважин;

расчет рабочего газа;

измерение суточного дебита скважины по нефти, воде и общему объему жидкости.

В результате решения задачи оптимального распределения компримируемого газа для каждой скважины назначают определенный режим закачки газа, который необходимо поддерживать до следующего изменения режима. Параметром для стабилизации принимается перепад давления на измерительной шайбе дифманометра, установленного на рабочей линии подачи газа в скважину.

Выбор типа газлифтной установки и оборудования, обеспечивающего наиболее активную эксплуатацию скважин, зависит от горно-геологических и технологических условий разработки эксплуатационных объектов, конструкции скважин и заданного режима их эксплуатации.

Строгой классификации газлифтных установок не существует, и они группируются на основе самых общих конструктивных и технологических особенностей.

В зависимости от количества рядов труб, спущенных в скважину, их взаимного расположения и направления движения рабочего агента и газожидкостной смеси имеются системы различных типов (рис. 1.6):

однорядный подъемник кольцевой и центральной систем (см. рис. 1.6, Г);

двухрядный подъемник кольцевой и центральной систем (см. рис. 1.6, Л);

полуторарядный лифт обычно кольцевой системы (см. рис. 1.6, III).

Перечисленные системы газлифтных подъемников имеют преимущества и недостатки. В связи с этим обоснование целесообразности их применения производится с учетом горно-геоло­гических и технологических особенностей конкретного объекта разработки.

По степени связи трубного и кольцевого пространства с забоем скважины установки газлифта делятся на открытые, полузакрытые и закрытые.

Открытая установка (рис. 1.7, а) предполагает спуск в скважину НКТ без пакера, вследствие чего полость труб и затрубное пространство образуют сообщающиеся сосуды.

Эти наиболее дешевые и простые установки применяют в тех случаях, когда использование пакера нежелательно или невозможно.

Основной недостаток открытых установок заключается в том, что забой скважины постоянно связан с помощью труб с затрубным пространством, что вызывает колебания динамического уровня жидкости в затрубном пространстве и, следовательно, уменьшение дебита скважины и пульсирующую работу подъемника.

Полузакрытая установка (рис. 1.7, б) отличается от открытой наличием пакера, изолирующего затрубное пространство от забоя и полости НКТ, а также предотвращающего влияние затрубного давления на забойное давление и дебит скважины.

/ — однорядный лифт кольцевой (а) и центральной (б) систем; // — двухрядный лифт кольцевой (а) и центральной (б) систем;/// —

полуторарядный лифт кольцевой системы

Закачивае­мый газ

Добываемая Закачивае-жидкостъ мый газ

Добываемая жидкость

Рис. 1.7. Схемы оборудования газлифтных установок:

а — открытая установка; б — полузакрытая установка; в — закрытая установка; г —

камерный газлифт; 1 — клапан-регулятор; 2 — газлифгные клапаны; 3 — пакер; 4 — обратный

клапан; 5 — разгрузочные газлифгные клапаны; 6 — камерный газлифгный клапан; 7 —

подвесной ниппель для камерной трубы; 8 — разгрузочное отверстие или клапан

Закрытая установка (рис. 1.7, в) дополнена по сравнению с

полузакрытой обратным клапаном, размещенным на башмаке НКТ под

пакером. Таким образом, продуктивный пласт полностью изолирован

от давления не только в затрубном пространстве, но и в трубах. Это имеет значение, если в процессе запуска скважины с помощью газлифтных клапанов в трубах могут действовать более высокие давления, чем при работе. Сюда относится и камерная газлифтная установка (рис. 1.7, г).

Оборудование газлифтных скважин состоит из наземной и подземной частей.

Наземное оборудование газлифтных скважин практически не отличается от оборудования для фонтанных. Арматура устанавливается на устье первых, аналогична фонтанной арматуре и имеет то же назначение — герметизация устья, подвеска подъемных труб и возможность осуществления различных операций по переключению направления закачиваемого газа, по промывке скважины и т.д.

Для газлифтных скважин нередко используют фонтанную арматуру, остающуюся после прекращения фонтанирования. Часто применяют специальную упрощенную и более легкую арматуру. При интенсивном отложении парафина арматуру устья дополнительно оборудуют лубрикатором, через который в НКТ на проволоке спускают скребок для механического удаления парафина с внутренних стенок труб.

Кроме того, скважина оборудуется устьевым клапаном-отсекателем для перекрытия скважины при достижении ею производительности заданного предела.

На рис. 1.8 приведена схема наземного оборудования газлифтной скважины. На этой схеме кроме стационарного показано дополнительное оборудование для проведения подземных текущих ремонтов с помощью канатного инструмента без остановки скважины.

Подземное оборудование (рис. 1.9) включает в себя НКТ 4, скважинные камеры 1 с газлифтными клапанами (пусковые 2 и рабочие 3), верхний 5 и нижний 7 ниппели, гидравлический пакер 6, башмачную воронку 8. Может быть установлен глубинный предохранительный клапан-отсекатель на глубине 100-150 м, срабатывающий от перепада давления при достижении предельной производительности.

Наибольшее распространение получили скважинные камеры, представляющие собой сварные конструкции, состоящие из специальной рубашки из овальных труб и двух наконечников с резьбой НКТ. В рубашке камеры предусмотрен карман для установки клапанов и пробок с помощью набора инструментов канатной техники через устье скважины и устьевое герметизированное оборудование (см. рис. 1.7).

clip_image023

Рис. 1.8. Наземное оборудование газлифтной скважины:

1 — ролик с датчиком веса; 2 — стяжной ключ; 3 — цепь крепления мачты; 4 —переводник; 5 — превентор; 6 — телескопическая мачта; 7 — трехсекционный лубрикатор для подземного ремонта; 8 -зажим; 9 -полиспаст; 10- лубрикатор;77 –приводной агрегат

Современная технология эксплуатации газлифтных скважин неразрывно связана с широким использованием глубинных клапанов специальной конструкции, с помощью которых устанавли

clip_image025

Рис. 1.9. Подземное оборудование газлифтной скважины

вается или прекращается связь между трубами и межтрубным пространством, а также регулируется поступление газа в НКТ. Газлифтные клапаны являются эффективным средством снижения так называемого пускового давления при пуске скважины в работу.

Пусковое давление газлифтной скважины зависит от погружения баш­мака подъемных труб под статический уровень жидкости, от соотношения диаметров обсадной колонны и подъемных труб, а также от системы работы лифта. Пусковое давление всегда больше рабочего. Наличие газлифтных клапанов позволяет пуск скважины в работу под рабочим давлением.

Характерное изменение рабочих параметров газлифтной скважины в момент пуска скважины в работу в функции времени показано на рис. 1.10, из которого видно, что вначале давление в газовом пространстве растет, а затем после прорыва газа через башмак подъемных труб и выноса части жидкости скважина переходит на установившийся режим работы с соответствующим отбору динамическим уровнем, а следовательно, и соответствующим этому уровню рабочим давлением.

Принципы выбора режима работы газлифта. Выбор оборудования и режима работы газлифтной скважины производится на основе использования кривых распределения давления при движении газожидкостной смеси в подъемнике или эмпирических зависимостей А.П. Крылова с соавторами. Важнейшими величинами, подлежащими обоснованию, являются удельный расход нагнетаемого газа и давление нагнетания. При этом задача по оптимизации условий работы скважины может быть поставлена по-разному. Например, ограничений на рабочее давление газа не накладывается; рабочее давление газа ограничено; неограничен удельный расход газа;

Источник