Газлифтная эксплуатация

Метод эксплуатации нефтяных скважин, при котором подъем жидкости из пласта на поверхность осуществляется сжатым газом, нагнетаемым в колонну подъемных труб через башмак либо через клапаны, именуется газлифтным.

Для подъема жидкости сжатым газом в скважине необходимы два канала: 1) для подачи газа; 2) для подъема на поверхность жидкости. В зависимости от числа последовательностей труб, спускаемых в скважину, их направления движения и взаимного расположения газа и газонефтяной смеси используют газовые подъемники (газлифты) разных систем и типов.

В случае если в качестве рабочего агента помогает воздушное пространство, совокупность именуют воздушным подъемником либо эрлифтом. Время от времени в качестве рабочего агента для газового подъемника используют газ из газовых пластов с большим давлением. В этом случае совокупность именуется бескомпрессорным газлифтом.

Для газового подъемника в скважину спускают насосно-компрессорные трубы, каковые используют при фонтанной эксплуатации. По числу спускаемых труб подъемники бывают однорядными и двухрядными, а по направлению рабочего агента различают кольцевую и центральную совокупность. Совокупности газовых подъемников приведены на рис. 3.4.

В кольцевом однорядном подъемнике (рис. 3.4, а) сжатый газ нагнетается в затрубное пространство между эксплуатационной колонной и колонной подъемных труб, а газонефтяная смесь направляется на поверхность по подъемной колонне.

В однорядном подъемнике центральной совокупности (рис. 3.4, б) рабочий агент нагнетается в эксплуатационную колонну, а газонефтяная смесь поднимается по затрубному пространству.

Двухрядные подъемники кольцевой совокупности продемонстрированы на рис. 3.4, в и г. Сжатый газ нагнетается в скважину через кольцевое пространство между наружным и внутренним последовательностими труб, а газожидкостная смесь поднимается по внутренним трубам. На рис. 3.4, г изображен ступенчатый вариант двухрядного подъемника, в котором наружный последовательность составлен из труб различного диаметра с целью уменьшения неспециализированного веса труб. На устье газлифтной скважины устанавливают арматуру, которая предназначена для тех же целей, что и на фонтанных скважинах, т. е. для подвески спущенных в скважину труб, герметизации межтрубных пространств, направления продукции скважины в выкидную линию, а сжатого газа в скважину.

Для исполнения операций по эксплуатации и пуску скважин, и операций, которые связаны с ликвидацией осложнений в ходе эксплуатации, устье скважины обвязывают с воздухопроводом и выкидными линиями. Перекрытием соответствующих задвижек сжатый газ направляется либо в подъемные трубы, либо в кольцевое пространство между трубами наружного последовательности и подъемными трубами. самая простая обвязка устьевого оборудования газлифтной скважины дана на рис. 3.5.

Процесс пуска газлифтной скважины в эксплуатацию состоит в вытеснении жидкости воздухом (газом) из труб наружного последовательности и в подводе нагнетаемого воздуха к нижнему финишу подъемных труб либо к рабочему отверстию на этих трубах для разгазирования столба жидкости в них. Макси&не сильный;мальное давление при пуске газлифтной скважины в эксплуатацию (пусковое давление) будет в тот момент, в то время, когда жидкость в скважине оттеснится сжатым газом до места ввода его в подъемные трубы. Это давление возможно самым разным в зависимости от совокупности газлифта, глубины скважины, статического уровня жидкости в ней, и от плотности жидкости и других условий. Самый высокое пусковое давление достигается в однорядном лифте кольцевой совокупности при подаче газа в подъемные трубы через их башмак.

Газлифтная эксплуатация
Рис. 3.4. Совокупности газовых подъемников
Газлифтная эксплуатация
Рис. 3.5. скважины обвязки и Схема устья

При определенных также&;ях (значительная отличие в диаметрах эксплуатационной подъёмных и колонны труб, громадная глубина скважины, низкий столб жидкости до статического уровня) пусковое давление может быть около экскурсоводростатического давления жидкости в скважине в точке ввода газа в подъемные трубы:

Газлифтная эксплуатация

где р — пусковое давление, ПА; р — плотность жидкости, кг/м3; g — ускорение

свободного падения; L — расстояние от устья до ввода газа в подъемные трубы.

Современная разработка газлифта базируется на однорядных подъемниках кольцевой совокупности, оборудованных пусковыми и рабочими пакером и клапанами на финише подъемных труб (рис. 3.6). Назначение пакера — разобщение призабойной территории скважины от затрубного пространства с целью обеспечения более плавной (без пульсаций) работы скважины. Клапаны — приспособления, при помощи которых устанавливается либо заканчивается связь между межтрубным подъёмными и пространством скважины трубами. Широко используются дифференциальные клапаны разных конструкций, принцип действия которых основан на действии перепада давлений в затрубном пространстве и в подъемных трубах.

Пусковые дифференциальные клапаны, установленные на наружной стороне подъемных труб, спускают в скважину на расчетные глубины. При нагнетании газа уровень жидкости понижается в затрубном пространстве и увеличивается в подъемных трубах. В то время, когда газ в затрубном пространстве достигнет уровня клапана и его давление превысит гидростатическое давление столба жидкости в подъемных трубах, он прорывается через клапан в трубы и газирует жидкость, находящуюся в них. Происходит частичный выброс жидкости, которая находится в труб выше клапана. Затем давление в трубах на уровне клапана начинает падать, что ведет к повышению перепада давлений в трубах и затрубном пространстве. При определенном перепаде давлений клапан закрывается. Сейчас уровень жидкости в затрубном пространстве обязан достигнуть следующего нижележащего клапана либо башмака подъемных труб.

Для регулировки и замены клапанов, устанавливаемых на внешней поверхности подъемных труб, нужен подъем всей колонны труб. Этого возможно избежать при установке клапанов в особой камере, расположенной в подъемной колонны труб. Подъем и посадку клапанов возможно осуществлять в ходе эксплуатации скважины. Скважину для газлифтной эксплуатации возможно оборудовать по окончании вскрытия и бурения эксплуатационного объекта насосно-компрессорными трубами с установленными между ними эксцентричными камерами с глухими (фальшивыми) клапанами. По окончании фонтанирования либо понижения буферного давления эти клапаны заменяют рабочими. Для уменьшения числа клапанов на газовоздушном подъемнике первый клапан направляться устанавливать на вероятно большей глубине. Погружение первого клапана под уровень жидкости определяется по максимальному оттеснению уровня в затрубном пространстве, когда давление будет равняется полному пусковому давлению.

Рабочее давление в действующей газлифтной скважине неизменно меньше пускового, время от времени многократно. Это объясняется тем, что в ходе эксплуатации скважины давление сжатого газа в затрубном пространстве уравновешивает экскурсоводростатический столб в подъемных трубах газонефтяной смеси с небольшой средней плотностью, а не жидкости, как при пуске скважины.

При компрессорной эксплуатации скважины на нефтяном месторождении нужно предусмотреть одну либо пара компрессорных станций с установленными в них компрессорами — автомобилями, сжимающими газ либо воздушное пространство до нужного давления. Компрессоры используют поршневые двух- и трехступенчатые, газомоторные типа 8ГК, рассчитанные на давление до 5 МПа при производительности 13 м 3 /мин.

Распределение по скважинам рабочего агента, поступающего от компрессорных станций, осуществляется через газораспределительные будки. В этом случае скважины дробят на группы, в центре размещают будки с газораспределительными батареями. От компрессорных станций рабочий агент подается к газораспределительным батареям по трубопроводам большого давления.

Любая скважина соединена с газораспределительной батареей независимым газопроводом маленького диаметра (в большинстве случаев 48 — 60 мм). Любая распределительная будка питает газом до 20 и более скважин. На большинстве промыслов на данный момент регулирование распределения сжатого газа по скважинам автоматизировано.

При компрессорной эксплуатации, в то время, когда в качестве рабочего агента используется нефтяной газ, перемещение его на промысле происходит по замкнутому циклу: компрессорная станция — газораспределительная батарея — скважина — сборная сепарационная установка (трап) — газоотбензинивающая установка — компрессорная станция.

На газоотбензинивающей установке газ освобождается от тяжелых углеводородов (газового бензина) и осушенный поступает на прием компрессора. Избыток газа отводится из совокупности и употребляется как горючее.

Для извлечения из скважин заданного количества нефти либо жидкости нужно подобрать диаметр подъемных труб, глубину их спуска, месторасположение и число глубинных клапанов и вычислить потребное количество рабочего агента.

При газлифтной эксплуатации чаще всего используют трубы диаметрами 60 и 73 мм, а для высокодебитных скважин — 89 либо 114 мм.

Глубину спуска колонны подъемных труб и местоположение глубинных клапанов определяют расчетным методом. В тех скважинах, где по геологическим условиям вероятен большой либо неограниченный отбор жидкости, длину подъемника принимают громаднейшей, т. е. подъемные трубы с рабочим клапаном на финише спускают на большую глубину — до фильтра. По окончании пуска скважины в эксплуатацию устанавливают технологический режим ее работы, т. е. определяют количество газа, которое необходимо подавать в скважину для получения заданного дебита нефти.

При низких пластовых давлениях и низких статических уровнях благодаря большого удельного расхода газа применение газового подъемника с постоянной подачей газа в скважину не нужно. В этих обстоятельствах используют периодическую эксплуатацию, сущность которой пребывает в том, что газ нагнетается в скважину не непрерывно, а периодически через определенные промежутки времени по мере накопления в скважине нефти.

В случае если на каком-либо месторождении либо вблизи от него имеются газовые пласты с большим пластовым давлением, энергию этого газа возможно применять для подъема жидкости в нефтяных скважинах. Таковой метод добычи нефти называется бескомпрессорным газлифтом. Бескомпрессорная газлифтная установка в целом отличается от компрессорной отсутствием компрессорной станции (со всеми узлами и агрегатами) , наличием источника газа большого давления и отсутствием тех либо иных устройств для борьбы с гидратообразованием в газовых коммуникациях.

Добыча нефти кожный покров методом


Похожие статьи:

Понравилась статья? Поделиться с друзьями: