Меню

Оборудование при газлифтной и фонтанной эксплуатации скважин

Оборудование при газлифтной и фонтанной эксплуатации скважин

Подъем газожидкостной смеси в скважине. Непрерывный и периодический газлифт. Оборудование фонтанных скважин. Расчет фонтанных подъемников, работающих за счет гидростатического напора и энергии расширения газа. Производительность и мощность компрессора.

Рубрика Производство и технологии
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 05.04.2016
Размер файла 97,0 K
  • посмотреть текст работы
  • скачать работу можно здесь
  • полная информация о работе
  • весь список подобных работ

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное агентство по образованию

ГОУ СПО «Астраханский государственный политехнический колледж»

Оборудование при газлифтной и фонтанной эксплуатации скважин

1. Теоретические основы подъема газожидкостной смесив скважине и основные, принципиальные схемы непрерывного и периодического газлифта

2. Техническая часть

2.1 Оборудования устья фонтанных скважин

2.2 Обсадные трубы

2.3 Колонные головки

2.4 Фонтанная арматура

2.5 Оборудование компрессорных скважин

2.6 Запорная арматура

3. Технологическая часть

3.1 Расчет фонтанных подъемников постоянного и переменного сечений, работающих за счет гидростатического напора и энергии расширения газа

Определение производительности и мощности компрессора

4. Правила безопасности при газлифтной и фонтанной эксплуатации

5. Охрана окружающей среды

Добывающие скважины обычно квалифицируют по методу добычи, используемого для доставки жидкостей с забоя скважины в выкидной трубопровод. Это может быть либо естественный поток, либо какой-то искусственный способ подъема. Газовые скважины обладают естественной продуктивностью. Некоторые нефтяные скважины фонтанируют на ранних стадиях своей продуктивной жизни благодаря присущей им внутренней энергией, такой метод называется фонтанной добычей, но рано или поздно и им требуется дополнительная энергия для поддержания продуктивности.

В скважинах, где давление в коллекторе или давление растворенного газа слишком мало, чтобы создавать фонтанирование, поток жидкости может поддерживаться искусственным методом — газлифтом. Существует множество вариаций газлифтной системы, но основной принцип заключается в том, чтобы брать газ из внешнего источника и закачивать его в добываемые жидкости, проходящие по насосно-компрессорной колонне. Это снижает вес столба жидкости и обеспечивает истечение нефти из скважины.

В ходе эксплуатации газ под давлением закачивается в пространство между обсадной и насосно-компрессорной колоннами и попадает в последнюю через открытый газлифтный клапан. Жидкость в насосно-компрессорной колонне выше клапана вытесняется и/или становится легче при смешивании с газом и может подниматься на поверхность вместе с расширяющимся газом. Когда газ и жидкость достигают поверхности, газ отделяется от нефти. Здесь его вновь сжимают до высокого давления и еще Раз закачивают в пространство между обсадной и насосно-компрессорной колоннами, чтобы повторить цикл снова.

Так как газ закачивается с более или менее постоянной скоростью, система классифицируется как непрерывный газлифт. Тем не менее рано или поздно давление в коллекторе понизится до такой степени, что даже с помощью вспомогательной закачки газа оно не будет поддерживать ток нефти. На данном этапе можно применить одну из периодических систем газлифта. По этому методу жидкости дают время для накопления в насосно-компрессорной колонне. Затем в скважину в заранее определенные промежутки времени закачивают газ, который порциями вытесняет жидкость на поверхность.

Газ можно подавать с помощью компрессора. Такую разновидность называют компрессорным газлифом. Используемый в этом случае нефтяной газ отделяют от добываемой нефти, подвергают промысловой подготовке и закачивают в газлифтные скважины (замкнутый газлифтный цикл). Природный углеводородный газ можно подавать из соседнего газового месторождения, из магистрального газопровода или газобензинового завода.

При бескомпрессорном газлифте природный газ под собственным давлением поступает из скважины, газовых или газоконденсатных месторождений. Там же осуществляется его отчистка и осушка. На нефтяном промысле иногда осуществляется только подогрев. Если нефтяное и газовое месторождение залегают на одной площади, то при достаточно высоком давлении в газовой залежи, можно организовать внутрискважинный бескомпрессорный газлифт, отличной особенностью которого является поступление газа из выше или нижезалегающего газового пласта непосредственно в нефтяной скважине.

Область применения газлифта — высокодебитные скважины с большим забойным давлением, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, песочные (содержащие в продукции песок) скважины, а также скважины в трудно доступных условиях. Это объясняется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважине механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы.

Однако система компрессорного газлифта имеет и недостатки:

а) низкий коэффициент полезного действия всей газлифтной системы, включающей компрессорную станцию, газопроводы и скважины;

б) большие капитальные затраты на строительство компрессорной станции и газопроводов;

в) большие энергетические затраты на сжатие газа;

г) сравнительно высокие эксплуатационные расходы на обслуживании компрессорной станции.

Если на промысле уже организованна газлифтная эксплуатация скважины, а забойные давления и дебиты уменьшились, то с целью повышения технико-экономической эффективности добычи нефти можно перевести работу скважины с непрерывного газлифта на периодический, при котором газ закачивается в скважину периодически.

газлифт фонтанный скважина оборудование

1. Теоретические основы подъема газожидкостной смеси в скважине и основные, принципиальные схемы непрерывного и периодического газлифта

Подъем нефти в стволе скважины может происходить либо за счет пластовой энергии Enn, либо за счет пластовой и искусственно вводимой в скважину с поверхности энергии Eи. В стволе скважины энергия расходуется на преодоление силы тяжести гидростатического столба нефти с учетом противодавления на выкиде скважины (на устье) и сил сопротивления, связанных с движением — путевого (гидравлическое трение), местного (расширение, сужение, изменение направления потока) и инерционного (ускорение движения). Эти силы вызывают соответствующие расходы энергии: Есм; Егр; Ем; Еин. Отсюда баланс энергии в работающей скважине можно записать в виде

Если скважина работает за счет только пластовой энергии которой обладает нефтяной пласт (залежь), то такой способ ее эксплуатации называют фонтанным, а само явление — фонтанированием. При фонтанном способе Еn=0.

Если скважины не могут фонтанировать, то их переводят на механизированный способ эксплуатации: газлифтный или насосный, когда Епл ? 0 и Еи > 0. В этом случае за счет пластовой энергии нефть поднимается только на высоту, меньшую глубины скважины, то есть уровень жидкости в скважине не доходит до устья скважины. При газлифтном способе в скважину вводят энергию сжатого газа Еr, а при насосном — энергию, создаваемую насосом.

В зависимости от соотношения забойного Р3 и устьевого Р2 давлений с давлением насыщения нефти газом Риможно выделить три вида фонтанирования и соответствующие им три типа фонтанных скважин.

1-й тип — артезианское фонтанирование: Р3 > Ри; Р2 ? Ри, то есть фонтанирование происходит за счет гидростатического напора. В скважине происходит перелив жидкости, движется негазированная жидкость.

Читайте также:  Уголовное дело есть оборудование но нет документов

2-ой тип — газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в стволе скважины: Р3 ? Рн ; Р2 2 ), не менее.

Предел текучести ( в кГ/см 2 ), не менее.

Относительное удлинение ?10 ( в %), не менее.

Источник



Оборудование для газлифтной эксплуатации скважин

Газлифтную добычу нефтегазовых ресурсов можно рассматривать как более прогрессивную альтернативу традиционного метода фонтанной разработки скважин. Его отличают элементы пассивного извлечения целевых материалов, чему способствует энергия газа. Данная особенность газлифтной эксплуатации скважин обуславливает и специфику технической организации процесса добычи, что напрямую отражается в характеристиках применяемого оборудования.

Принципы добычи в газлифтных скважинах

Технология предполагает выполнение подъема пластовой воды или нефти из канала за счет избыточного давления в скважине, которое создается газами. При этом требуется и подключение активных смесей в частности, сжатого компрессорным способом попутного газа. В некоторых месторождениях активным агентом выступает и воздух, находящийся под естественным давлением. Использование компрессора опционально. Его введение в технологический процесс во многом зависит от требований к объемам добычи и мощностей используемого оборудования. В любом случае главный функциональный принцип газлифтного способа эксплуатации скважины заключается в обеспечении процесса газирования жидкостного ресурса. Давление в скважине по мере наращивания газификации будет снижаться, поэтому может требоваться искусственное (компрессорное) сжатие смеси для повышения давления. Объем притока на поверхности напрямую зависит от текущих параметров газлифта, которые могут регулироваться рабочей оснасткой.

Отличия от эксплуатации фонтанных скважин

По большому счету газлифт является тем же фонтанным методом добычи, но с дополнительным стимулятором движения потоков. Активный газ направляется с поверхности по стволу скважины к башмаку, где и происходит эффект обогащения, снижающий усилия, требуемые для подъема ресурса. Очевидно, что такое решение нуждается в подключении дополнительных мощностей в том числе функции насосного оборудования. Более того, в некоторых конфигурациях требуется и обустройство отдельного канала подачи газа. Но есть и принципиальные факторы, при которых становится невозможна эксплуатация скважины фонтанным способом. Газлифтный метод добычи является безальтернативной заменой фонтанному в следующих случаях:

  • При высокой температуре жидкости.
  • При высоком газосодержании добываемого ресурса.
  • При наличии песка в забое.
  • При наличии солевых отложений и парафина.

Иными словами, все, что осложняет эксплуатацию насосного оборудования при обслуживании скважины, в разной степени обуславливает потребность в дополнительной стимуляции подъема жидкостного ресурса.

Технология применения газовоздушных смесей

Запуск воздуха в скважину с жидкостью способствует формированию устойчивой эмульсии, но этого недостаточно для последующих операций с ресурсом. Обычно в комбинации добавляются поверхностно-активные вещества для подогрева и поддержания отстоя. В процессе сепарации уже на поверхности после извлечения раствора создаются условия для предотвращения пожара, поскольку газовоздушные эмульсии легко воспламеняются. Что касается газовой составляющей, то чаще всего применяют углеводородные смеси. Это решение оправдано с экономической и технологической точек зрения. Дело в том, что газлифтная эксплуатация скважин с углеводородным включением требует меньше ресурсов для обеспечения процессов расслоения и сепарации. На поверхности обогащенная жидкость сама по себе разделяется на кондиционную чистую нефть и газ, что объясняется незначительным содержанием кислорода в составе. Отработанный углеводород в дальнейшем собирается в специальном резерве и утилизируется. В зависимости от качества этого газа, он может быть применен для получения нестабильного бензина.

Устройство применяемого оборудования

Инфраструктурную основу эксплуатации скважины образует затрубная оснастка, непосредственно трубы и насосы. Данная система обеспечивает возможность перетока жидкости внутри ствола и ее дальнейший подъем. Столб поднимаемой жидкости регулируется запорной арматурой с клапанами на нескольких уровнях. Управляя этой оснасткой, оператор может снижать или увеличивать мощность перетока в зависимости от текущих параметров газификации ресурса, которые естественно влияют на интенсивность подъема. При эксплуатации фонтанных и газлифтных скважин может использоваться и аппаратура для измерения рабочих показателей. В частности, применяются манометры для определения давления и многофункциональные аппараты для учета гидростатических и температурных показателей. В большей степени наличие данных устройств продиктовано соображениями безопасности, но знание величины давления необходимо как фактор регуляционного процесса. В системах с автоматическим управлением манометры могут без участия оператора влиять на изменение параметров движения перетока. Такая схема применяется в условиях высокотехнологичной промышленной разработки месторождений, где в обязательном порядке также ведется учет дебита.

Подготовка оборудования к работе

К рабочему процессу допускаются трубы и клапаны с сопутствующей оснасткой, которые в принципе способны работать в условиях проектных величин давления. Например, клапаны по результатам предварительного расчета проходят специальные испытания на стендах, где оценивается четкость их срабатывания и устойчивость к механическим нагрузкам. Вся технологическая оснастка подвергается гидравлическим испытаниям с нагрузками, в которых будет осуществляться эксплуатация газлифтной скважины с конкретными характеристиками. На этом этапе подготовки главным параметром проверки выступает герметичность оборудования.

Организация эксплуатационного процесса

После успешного проведения испытаний оборудование направляется в скважину. На фланце колонной головки фиксируется крестовина монтажной арматуры. Далее в ствол погружаются следующие компоненты технической инфраструктуры:

  • Пакер с ниппелем.
  • Непосредственно ниппель.
  • Скважинная камера (в сборе с клапанами).
  • Запорная арматура.

На завершающем этапе выполняется монтаж наземной арматуры с опрессовочным оборудованием и техникой для сепарации и отвода газа. После подключения насоса осуществляется пуск газлифтной скважины в эксплуатацию с последующей подачей рабочего агента. С этого момента начинается постоянный контроль состояния клапанов и давления в камерах скважины. Когда жидкость поднимется до первого рабочего клапана, оборудование автоматически переводится на установившийся режим добычи.

Скважинная камера и ее разновидности

Данное функциональное устройство представляет собой сварную конструкцию, содержащую ниппель, рубашку, направляющие элементы и карман. Ее основу составляет овальная труба с окном, к которому приваривается карман. В этой же части располагаются и направляющие для перетока. Ниппель, который находится внутри верхнего окончания рубашки, предназначен для фиксации направления газлифтного кармана с клапаном. В системе эксплуатации газлифтной скважины камера занимает место под насосно-компрессорными трубами ее точечно позиционируют под текущий уровень жидкости. На практике используются камеры разных типов, которые отличаются по конструкционному устройству, способу установки и наличию дополнительной регулирующей оснастки.

Эксплуатация скважинной камеры

Перед вводом в рабочий процесс камера подвергается осмотру и проверке на герметичность входных отверстий. В некоторых конфигурациях предварительно осуществляется стыковка данного устройства с трубами скважины через резьбовые соединения. Для подачи газа через камеру к боковым отверстиям на корпусе подключаются специальные патрубки с клапанами. В процессе эксплуатации оборудования для газлифтной скважин посредством установленных патрубков и сильфона производится газировка нефтяного ресурса уже на уровне забоя до нужного коэффициента. По мере подъема жидкости интенсивность подачи газа может меняться посредством регуляции положения клапанов. На случай аварии или после полного прекращения газификации нефти в карманах камеры монтируется глухая пробка.

Читайте также:  Куплю оборудование для автодиагностики

Устройство газлифтных клапанов

В данном случае клапан выступает центральным регулирующим звеном, обеспечивающим функцию регуляции процесса обогащения жидкости газом. Конструкция данного элемента достаточно простая ее основу формирует комбинация шток-седло и крепежное приспособление. При газлифтном способе эксплуатации нефтяных скважин может применяться и обратный клапан. Данная модификация содержит в конструкции корпус и запорный наконечник, предназначенный для полного прекращения перетока. В отличие от пробки, обратный клапан не меняет положение своей конструкции и в зависимости от текущих нужд может открываться для обратного хода жидкости.

Принцип работы газлифтных клапанов

В нормальном состоянии клапан удерживает выходные отверстия камеры, постоянно находясь под давлением газожидкостной смеси определенной величины. По мере повышения до установленного показателя сильфонной нагрузки происходит автоматическое открытие клапана. Он выпускает массу рабочего агента в жидкость, сохраняя этот режим до момента, пока нагрузка вновь не опустится до намеченного уровня. Также функция клапанов при эксплуатации газлифтных нефтяных скважин может регулироваться давлением нагнетательного газа с обратной стороны. В такой системе применяется неуравновешенная схема управляемой запорной арматуры.

Использование традиционного способа эксплуатации фонтанных скважин считается оптимальным решением в большинстве случаев разработки месторождений. Его техническая организации не требует подключения сложного оборудования, но в условиях планомерной добычи на крупных месторождениях данная система нерациональна. В свою очередь, добыча в газлифтных скважинах с периодической эксплуатацией демонстрирует технико-экономическую эффективность на промыслах, где отмечается снижение дебита на уровне менее 50 т/сут. Оправданность применения этого метода обуславливается более совершенной системой регуляции добычи за счет контроля интенсивности подъема ресурса. Возможность управления перетоками требует больших технико-энергетических вложений, но даже в условиях повышения организационных затрат газлифтные скважины оказываются более эффективными.

Источник

Фонтанный и газлифтный способы добычи нефти

После того как скважина пробурена и освоена, необходимо начать добывать из нее нефть.

Хотя нужно отметить, что не из всех даже эксплуатационных скважин добывается нефть.

Существуют так называемые нагнетательные скважины.

В них наоборот закачивается, только не нефть, а вода.

Это необходимо для эксплуатации месторождения в целом.

На начальном этапе нефть бъет фонтаном.

Это видно из старых советских фильмов о первых добытчиках сибирской нефти: буровая установка, сверху бьет фонтан, кругом бегают радостные люди и умываются первой нефтью. Нужно отметить, что с того времени много что изменилось. И если сейчас возле буровой вышки появится фонтан нефти, то возле нее будет бегать много людей, но только они не станут радоваться, а больше будут озабочены тем, как предотвратить этот экологически вредный выброс. В любом случае то, что было показано на экране — это нефтяной фонтан. Нефть находится под землей под таким давлением, что при прокладке к ней пути в виде скважины она устремляется на поверхность. Как правило, фонтанируют скважины только в начале своего жизненного цикла, т.е. сразу после бурения. Через некоторое время давление в пласте снижается и фонтан иссякает. Конечно, если бы на этом прекращалась эксплуатация скважины, то под землей оставалось бы более 80% нефти.

В процессе освоения скважины в нее опускается колонна насосно-компрессорных труб (НКТ). Если скважина эксплуатируется фонтанным способом, то на поверхности устанавливают специальное оборудование — фонтанную арматуру.

Не будем разбираться во всех деталях этого оборудования. Отметим только, что это оборудование необходимо для управления скважиной. С помощью фонтанной арматуры можно регулировать добычу нефти — уменьшать или совсем остановить.

После того, когда давление в скважине уменьшится, и скважина начнет давать совсем мало нефти, как посчитают специалисты, ее переведут на другой способ эксплуатации.

При добыче газа фонтанный способ является основным.

Газлифтный способ добычи нефти

После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на механизированный способ эксплуатации скважин, при котором вводят дополнительную энергию извне (с поверхности). Одним из таких способов, при котором вводят энергию в виде сжатого газа, является газлифт.

Газлифт (эрлифт) — система, состоящая из эксплуатационной (обсадной) колонны труб и опущенных в нее НКТ, в которой подъем жидкости осуществляется с помощью сжатого газа (воздуха). Иногда эту систему называют газовый (воздушный) подъемник. Способ эксплуатации скважин при этом называется газлифтным.

По схеме подачи от вида источника рабочего агента — газа (воздуха) различают компрессорный и безкомпрессорный газлифт, а по схеме действия — непрерывный и периодический газлифт.

В затрубное пространство нагнетают газ высокого давления, в результате чего уровень жидкости в нем будет понижаться, а в НКТ — повышаться. Когда уровень жидкости понизится до нижнего конца НКТ, сжатый газ начнет поступать в НКТ и перемешиваться с жидкостью. В результате плотность такой газожидкостной смеси становится ниже плотности жидкости, поступающей из пласта, а уровень в НКТ будет повышаться. Чем больше будет введено газа, тем меньше будет плотность смеси и тем на большую высоту она поднимется. При непрерывной подаче газа в скважину жидкость (смесь) поднимается до устья и изливается на поверхность, а из пласта постоянно поступает в скважину новая порция жидкости.

Дебит газлифтной скважины зависит от количества и давления нагнетаемого газа, глубины погружения НКТ в жидкость, их диаметра, вязкости жидкости и т.п.

Конструкции газлифтных подъемников определяются в зависимости от числа рядов насосно-компрессорных труб, спускаемых в скважину, и направления движения сжатого газа. По числу спускаемых рядов труб подъемники бывают одно- и двухрядными, а по направлению нагнетания газа — кольцевыми и центральными (см. рис. 13.2).

При однорядном подъемнике в скважину спускают один ряд НКТ. Сжатый газ нагнетается в кольцевое пространство между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами, а газожидкостная смесь поднимается по НКТ, или газ нагнетается по насосно-компрессорным трубам, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству. В первом случае имеем однорядный подъемник кольцевой системы (см. рис. 13.2, а), а во втором — однорядный подъемник центральной системы (см. рис. 13.2, б).

При двухрядном подъемнике в скважину спускают два ряда концентрически расположенных труб. Если сжатый газ направляется в кольцевое пространство между двумя колоннами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутренним подъемным трубам, то такой подъемник называется двухрядным кольцевой системы (см. рис. 13.2, в). Наружный ряд насосно-компрессорных труб обычно спускают до фильтра скважины.

При двухрядном ступенчатом подъемнике кольцевой системы в скважину спускают два ряда насосно-компрессорных труб, один из которых (наружный ряд) ступенчатый; в верхней части — трубы большего диаметра, а в нижней — меньшего диаметра. Сжатый газ нагнетают в кольцевое пространство между внутренним и наружным рядами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутреннему ряду.

Читайте также:  Геодезическое оборудование из швейцарии

Если сжатый газ подается по внутренним НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству между двумя рядами насосно-компрессорных труб, то такой подъемник называется двухрядным центральной системы (см. рис. 13.2, г).

Недостатком кольцевой системы является возможность абразивного износа соединительных труб колонн при наличии в продукции скважины механических примесей (песок). Кроме того, возможны отложения парафина и солей в затрубном пространстве, борьба с которыми в нем затруднительна.

Преимущество двухрядного подъемника перед однорядным в том, что его работа происходит более плавно и с более интенсивным выносом песка из скважины. Недостатком двухрядного подъемника является необходимость спуска двух рядов труб, что увеличивает металлоемкость процесса добычи. Поэтому в практике нефтедобывающих предприятий более широко распространен третий вариант кольцевой системы — полуторарядный подъемник (см. рис. 13.2, д), который имеет преимущества двухрядного при меньшей его стоимости.

Использование газлифтного способа эксплуатации скважин в общем виде определяется его преимуществами.

1. Возможность отбора больших объемов жидкости практически при всех диаметрах эксплуатационных колонн и форсированного отбора сильнообводненных скважин.
2. Эксплуатация скважин с большим газовым фактором, т.е. использование энергии пластового газа.
З. Малое влияние профиля ствола скважины на эффективность работы газлифта, что особенно важно для наклонно-направленных скважин, т.е. для условий морских месторождений и районов освоения Севера и Сибири.
4. Отсутствие влияния высоких давлений и температуры продукции скважин, а также наличия в ней мехпримесей (песка) на работу скважин.
5. Гибкость и сравнительная простота регулирования режима работы скважин по дебиту.
6. Простота обслуживания и ремонта газлифтных скважин и большой межремонтный период их работы при использовании современного оборудования.
7. Возможность применения одновременной раздельной эксплуатации, эффективной борьбы с коррозией, отложениями солей и парафина, а также простота исследования скважин.

Указанным преимуществам могут быть противопоставлены недостатки

1. Большие начальные капитальные вложения в строительство компрессорных станций
2. Сравнительно низкий коэффициент полезного действия (КПД) газлифтной системы.
З. Возможность образования стойких эмульсий в процессе подъема продукции скважин.

Исходя из указанного выше, газлифтный (компрессорный) способ эксплуатации скважин, в первую очередь, выгодно использовать на крупных месторождениях при наличии скважин с большими дебитами и высокими забойными давлениями после периода фонтанирования.

Далее он может быть применен в наклонно направленных скважинах и скважинах с большим содержанием мехпримесей в продукции, т.е. в условиях, когда за основу рациональной эксплуатации принимается межремонтный период (МРП) работы скважин.

При наличии вблизи газовых месторождений (или скважин) с достаточными запасами и необходимым давлением используют безкомпрессорный газлифт для добычи нефти.

Эта система может быть временной мерой — до окончания строительства компрессорной станции. В данном случае система газлифта остается практически одинаковой с компрессорным газлифтом и отличается только иным источником газа высокого давления.

Газлифтная эксплуатация может быть непрерывной или периодической. Периодический газлифт применяется на скважинах с дебитами до 40-60 т/сут или с низкими пластовыми давлениями. Высота подъема жидкости при газлифте зависит от возможного давления ввода газа и глубины погружения колонны НКТ под уровень жидкости.

Технико-экономический анализ, проведенный при выборе способа эксплуатации, может определить приоритет использования газлифта в различных регионах страны с учетом местных условий. Так, большой МРП работы газлифтных скважин, сравнительная простота ремонта и возможность автоматизации предопределили создание больших газлифтных комплексов на Самотлорском, Федоровском, Правдинском месторождениях в Западной Сибири. Это дало возможность снизить необходимые трудовые ресурсы региона и создать необходимые инфраструктуры (жилье и т.д.) для рационального их использования.

Источник

Фонтанная и газлифтная эксплуатация скважин

помощью оборудования, часть которого спущена в скважину, а часть расположена на поверхности, т. е. на устье, например, фонтанная арматура, или на прискважинной площадке — манифольд.

Для добычи нефти тремя основными способами — фонтанным, газлифтным и насосным в настоящее время разработаны и широко применяются соответствующие виды оборудования, для эксплуатации скважин: фонтанным способом, бескомпрессорным и компрессорным газлифтом, штанговыми скважинными насосами с механическим или гидравлическим приводом, бесштанговыми насосами — гидропоршневыми, центробежными и винтовыми электронасосами.

Удельный вес применения каждого из видов перечисленного оборудования в разных странах и регионах весьма различен. В России более 70 % нефтяных скважин эксплуатируются штанговыми насосами, менее 20 % — бесштанговыми и около 10%—фонтанным и газлифтным способами. Однако по количеству добываемой нефти первое место занимает фонтанный способ, с помощью которого добывается более половины нефти и практически весь газ газовых месторождений.

В большинстве случаев фонтанный способ эксплуатации позволяет добывать из скважины наибольшее количество нефти при наименьших удельных затратах. Поэтому одной из главных задач при эксплуатации скважин этим способом является обеспечение возможности длительного фонтанирования скважины, что связано с рациональным использованием энергии пласта путем обеспечения высокого к. п. д. работы фонтанного подъемника.

Оборудование фонтанных скважин

Оборудование фонтанной скважины обычно состоит из арматуры устья и колонны НКТ. Колонна НКТ в некоторых случаях оснащается приемной воронкой, иногда клапанами-отсекателями или седлами для установки вставных клапанов-отсекателей. Иногда в скважине устанавливают пакер.

Несмотря на относительную простоту оборудования скважин для фонтанной добычи нефти и газа, оно выполняет очень ответственные функции и должно быть особенно надежно, так как аварии с оборудованием при фонтанировании могут привести к выбросам и пожарам. Кроме того, оно часто весьма металлоемко (масса арматуры устья скважины составляет от 0,6 до 4,0 т), что при значительном числе фонтанирующих скважин ведет к большому расходу металла. Поэтому при конструировании арматуры необходимо стремиться не только к увеличению ее надежности, но и к сокращению металлоемкости.

Фонтанная арматура предназначена для герметизации устья, контроля и регулирования режима эксплуатации скважин (эксплуатационных и нагнетательных). Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки.

Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке и предназначается для подвески одной или нескольких колонн НКТ и герметизации на устье межтрубных пространств. Трубная головка должна обеспечивать проход жидкости или газа в межтрубные пространства, а также контроль давления в них и выполнения необходимых исследований скважины. Колонны подъемных труб подвешивают к трубной головке на резьбе либо на муфте; в первом случае, при однорядной конструкции лифта трубы подшивают на стволовой катушке; при двухрядной конструкции внутренний ряд — на стволовой катушке, а наружный — на тройнике трубной головки.

Источник