Оборудование газлифтных скважин кратко

Обновлено: 05.07.2024

Газлифтная скважина – фонтанная скважина, в которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ подводится с поверхности по специальному каналу.

Газлифтная скважина – фонтанная скважина, в которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ подводится с поверхности по специальному каналу (рис. 1 ниже).

После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на Газлифт - это механизированный способ эксплуатации скважин, при котором вводят дополнительную энергию в виде сжатого газа. Обычно способ используется после прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии.

По колонне труб 1 газ с поверхности подается к башмаку 2, где смешивается с жидкостью, образуя ГЖС, которая поднимается на поверхность по подъемным трубам 3. 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.

Все понятия и определения, изложенные в теории движения газожидкостных смесей в вертикальных трубах, в равной мере применимы к газлифтной эксплуатации скважин и служат ее теоретической основой.Точка ввода газа в подъемные трубы (башмак) погружена под уровень жидкости на величину h; давление газа Р₁ в точке его ввода в трубы пропорционально погружению h и связано с ним очевидным соотношением Р₁ = h*g. Давление закачиваемого газа, измеренное на устье скважины, называется рабочим давлением Рp. Оно практически равно давлению у башмака Р₁ и отличается от него только на величину гидростатического давления газового столба Р₁ и потери давления на трение газа в трубе Р₂, причем Р₁ увеличивает давление внизу Р₁, а Р₂ уменьшает.

Точка ввода газа в подъемные трубы (башмак) погружена под уровень жидкости на величину h; давление газа Р₁ в точке его ввода в трубы пропорционально погружению h и связано с ним очевидным соотношением Р₁ = h*g. Давление закачиваемого газа, измеренное на устье скважины, называется рабочим давлением Рp. Оно практически равно давлению у башмака Р₁ и отличается от него только на величину гидростатического давления газового столба Р₁ и потери давления на трение газа в трубе Р₂, причем Р₁ увеличивает давление внизу Р₁, а Р₂ уменьшает.

В реальных скважинах Р₁ составляет несколько процентов от Р₁, а Р₂ еще меньше. Поэтому рабочее давление Рр и давление у башмака Р₁ мало отличаются друг от друга.

Достаточно просто определить давление на забое работающей газлифтной скважины по ее рабочему давлению на устье.

Это упрощает процедуру исследования газлифтной скважины, регулировку ее работы и установление оптимального режима.

Скважину, в которую закачивают газ для использования его энергии для подъема жидкости, называют газлифтной, при закачке для той же цели воздуха – эрлифтной.

Применение воздуха способствует образованию в насосно-компрессорных трубах (НКТ) очень стойкой эмульсии, разложение которой требует ее специальной обработки поверхностно-активными веществами, нагрева и длительного отстоя.

Выделяющаяся при сепарации на поверхности газовоздушная смесь опасна в пожарном отношении, так как при определенных соотношениях образует взрывчатую смесь.

Это создает необходимость выпуска отработанной газовоздушной смеси после сепарации в атмосферу.

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.

Вследствие своей относительной взрывобезопасности отработанный газ после сепарации собирается в систему газосбора и утилизируется.

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.

Что касается нефти, то она стабилизируется, что уменьшает ее испарение при транспортировке и хранении.

Переработанный (осушенный) на газобензиновых заводах газ снова используется для работы газлифтных скважин после его предварительного сжатия до необходимого давления на компрессорных станциях промысла.

Таким образом, газлифт позволяет улучшать использование газа и эксплуатировать месторождение более рационально по сравнению с эрлифтом.

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

Реальные газлифтные скважины не оборудуются по схеме, показанной на рис. 1, так как спуск в скважину двух параллельных рядов труб, жестко связанных внизу башмаком, практически осуществить нельзя.

Эта схема приведена только лишь для пояснения принципа работы газлифта.

Однако ее использование вполне возможно и в ряде случаев целесообразно для откачки больших объемов жидкости, например, из шахт или других емкостей с широким проходным сечением.

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.

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.

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.

Внутрискважинный газлифт исключает необходимость предварительной подготовки газа, но вносит трудности в регулировку работы газлифта.

Этот способ оказался эффективным средством эксплуатации добывающих скважин на нефтяных месторождениях Тюменской области, в которых над нефтяными горизонтами залегают газонасыщенные пласты с достаточными запасами газа и давления для устойчивой и продолжительной работы газлифта.

При добыче нефти одним из самых распространенных способов по подъему ресурсов на поверхность являются газлифтные скважины, позволяющие использовать специальный газ для искусственного поднятия горючей жидкости. Данный способ актуален для подъема большого количества жидкости, а также при работе с большим количеством песчаных слоев. Для работы необходимо собрать более легкую, нежели для эрлифтовой откачки, конструкцию, а добыча нефти отличается меньшими потерями в процессе добычи. Используемый для подъема газ можно использовать вторично, хотя это требует нового процесса сбора и компрессии.

Что такое газлифтная скважина?

Газлифтные скважины – разновидность, которая требует подвода специально подобранного газа по выделенному каналу. Данный газ позволяет разгазировать нефть и получить максимальное количество продукта. После того, как обнаруженное месторождение прекращает фонтанировать, производится устройство газлифта, поскольку нехватка энергии пластов вынуждает прибегать к искусственному подъему жидкости. Дополнительную стимуляцию создает собственно газ, который вводится в сжатом виде внутрь. Основной принцип работы заключается в подаче газа к башмаку колонны, где он перемешивается с нефтью. Данная консистенция поднимается по специально подготовленным трубам наверх. Вводимый газ усиливает давление пластов, которое может меняться со временем при постепенном истощении скважины.

Чаще всего газлифтный способ добычи используется в скважинах с высоким дебитом, а также сильным забойным давлением. Также газлифтные скважины могут быть устроены в песчаных грунтах с высокой сыпучестью, с наличием других отягощающих процесс добычи факторов. К таким факторам относится постоянная подтопляемость, непосредственная близость к болоту или водоему и т.д. Высокая эффективность позволяет максимально быстро извлечь большую часть нефти без энергозатрат и потерь самой жидкости. Отсутствие трущихся элементов в конструкции позволяет снизить затраты и на обслуживание скважины.

Оборудование газлифтных скважин

На устье таких скважин монтируется специальная арматура, которая выполняет основную герметизирующую функцию, а также служит для подвешивания труб для подъема нефти. Арматурная конструкция позволяет также провести различные операции по спуску оборудования/механизмов по стволу скважины, который может потребоваться при ремонте или обслуживании. Чаще всего на газлифтной скважине применяется арматура, используемая на фонтанном этапе разработки, также может использоваться более легкий материал.

Нередко арматура монтируется в свободную область между трубами либо в центральные элементы, чтобы вызвать нагнетание газа. Если в процессе разработки выявляется отложение частиц парафина, на арматурной конструкции может быть устроен специальный лубрикатор: через него внутрь вводится скребок для очистки от подобного вещества. Другой способ защитить конструкцию от парафиновых отложений – применение труб из более современных материалов (например, конструкции с эмалированными внутренними стенками не позволяют парафину скапливаться).

Также устье скважины газлифтного типа оснащается оборудованием для регулировки. Чаще всего их роль играет регулирующий клапан, который поддерживает правильное давление внутри и контролирует давление газа, используемого для нагнетания. Перепады давления могут вызвать перебои в поднятии жидкости и нередко тормозят работу, поэтому в системе центрального газоснабжения ставится оборудование по измерению колебаний, расхода, применяется специальная арматура.

Главным плюсом в развитии эксплуатации подобных скважин стало освоение новой технологии, согласно которой стало возможным работать с клапанами оборудования непосредственно через трубы НКТ, которые устанавливаются на расчетной глубине в отведенной для них камере. В результате при повреждении какого-либо элемента не требуется извлекать трубы на поверхность, и достаточно вынуть оборудование наверх без демонтажа основной колонны.

Расчетные места газлифтных скважин оборудуются эксцентричными камерами, в которых помещаются клапана. При спуске с карман клапан может уплотниться посредством специальных резиновых колец и защелки. Снаружи между кольцами есть отверстия, служащие для выпуска газа наружу. В верхнем сегменте камеры располагается втулка, которая направляет рабочий инструмент, а на его конце монтируется пружинный механизм, который служит для высвобождения клапанной головки после того, как элемент окажется в своем кармане.

Исследование газлифтных скважин

Работы по исследованию газлифтной скважины должны проводиться для решения следующих задач:

Выявление режима функционирования с наименьшим расходом используемого газа.
Снятие линии индикатора и выявление показателей притока.
Вычисление, на какую глубину будет вводиться оборудование в газлифтную скважину.

В рамках исследования газлифтной скважины часто можно наблюдать некоторую пульсацию, при которой жидкость и газ выбрасываются наружу по очереди. Газовый расход при этом будет значительно сильнее, и чтобы бороться с эффектом пульсации, необходимо устанавливать на конце специальный клапан.

При исследовании газлифтной скважины необходимо выявить оптимальный режим функционирования, для чего специалисты изучают дебиты и отслеживают их изменения. Последнее выявляется посредством сравнения уровня газа при подаче и непосредственно в скважине: несовпадения объема приводят к нарушению пропускной способности оборудования. Подобный дефект провоцирует изменения баланса между жидкостью, которая появляется из пластов, и самим подъемником, поэтому жидкость либо скапливается, либо уходи из пространства за трубами. В результате исследования наблюдается перепад давлений, и это напрямую влияет на количество возможной добычи нефти из газлифтной скважины.

Когда режим функционирования газлифтной скважины установлен стабильно, следует спустить манометр и выяснить, каково в данный момент забойное давление. Измерения проводятся несколько раз, и на основании полученных данных можно узнать, как меняется дебит, насколько перспективны те или иные газлифтные скважины. Манометрические измерения позволяют получить максимально точные результаты исследования, однако сам спуск вызывает затруднения во многих случаях. Ввиду этого измерения чаще касаются параметров рабочего давления, расхода средств, вычислением удельного веса газа, используемого в том или ином режиме, и дебитов. Чаще всего используются сверхчувствительные приборы и уловители, в том числе пеленгаторы шума. Последний тип устройства представляет собой микрофон, и его опускают в скважину, чтобы определить посторонние явления и их характер по акустическому шуму.

Выводы

Газлифтные скважины применяются для добычи нефти достаточно часто, и для их функционирования необходимы соответствующие устройства. Проведение подробных исследований позволит определить характер проблемы при нарушении эксплуатации оборудования, выявить продуктивность и особенности работы скважины, для чего используется современное оборудование.

Видео: Что такое газлифтная добыча нефти

Газлифтная добыча - способ подъема жидкости из скважины за счет энергии газа, находящегося под избыточным давлением.

Используется для добычи нефти и пластовых вод. Рабочий агент - сжатый компрессором попутный газ (компрессорный газлифт) или воздух (эрлифт), а также природный газ под естественным давлением (бескомпрессорный газлифт). Может использоваться газ из продуктивного пласта, вскрытого той же скважиной (внутрискважинный бескомпрессорный газлифт).

Газлифт впервые осуществлен в Венгрии при осушении затопленной шахты (кон.18 в.). Для добычи нефти применяется в США с 1864, в России - с 1897 по предложению В.Г. Шухова (эрлифт, Баку). Широкое применение получил с 1920-х гг.

Сущность газлифта - газирование жидкости. При этом плотность газожидкостной смеси (а следовательно, давление ее столба в скважине) с ростом газосодержания уменьшается, забойное давление скважины снижается. Приток продукции зависит от расхода газа.

Комплекс газлифтного оборудования включает:

· источник рабочего агента,

· газораспределительные батареи с устройствами регулирования расхода;

· насосно-компрессорные трубы (НКТ),

· пакеры (могут устанавливаться у нижнего конца НКТ для предотвращения ухода жидкости в пласт при пуске скважины и для уменьшения пульсаций);

· пусковые и рабочие клапаны (служат для подачи газа в поток жидкости). Пусковые клапаны обеспечивают последовательное газирование жидкости в скважине при пуске, после чего закрываются. Рабочие клапаны регулируют поступление рабочего агента в продукцию и предназначены для уменьшения пульсаций и поддержания заданной добычи жидкости при изменении обводненности, устьевого давления, прорыве газа из пласта, соле- и парафиноотложениях в трубах и др.

Газлифт применяется в тех случаях, когда работа насосов осложнена

– высокими газосодержанием или температурой жидкости,

– отложениями парафина и солей,

– а также в кустовых и наклонно направленных скважинах. Эффективность газлифта зависит от вязкости, скорости движения смеси, устьевого и РА давлений.

Арматура, устанавливаемая на устье газлифтных скважин, аналогичная фонтанной арматуре и имеет то же назначение - герметизацию устья, подвеску подъемных труб и возможность осуществления различных операций по переключению направления закачивания газа, операций по промывке скважины и пр.

На газлифтных скважинах часто используется фонтанная арматура, остающаяся после фонтанного периода эксплуатации, но обычно применяется специальная упрощенная и более легкая арматура, поскольку возможные неполадки в ней не угрожают открытым фонтаном. Часто арматуру приспосабливают для нагнетания газа либо только в межтрубное пространство, либо в центральные трубы. Когда эксплуатация газлифтных скважин сопровождается интенсивным отложением парафина, арматура устья дополнительно оборудуется лубрикатором, через который в НКТ вводится скребок, спускаемый на проволоке для механического удаления парафина с внутренних стенок труб. Для борьбы с отложением парафина применяются и другие методы, как, например, остеклованные или эмалированные трубы, на гладкой поверхности которых парафин не удерживается и уносится потоком жидкости. На устье газлифтных скважин устанавливается регулирующая аппаратура - обычно клапан-регулятор давления с мембранным исполнительным механизмом, регулирующим давление после себя, для поддержания постоянного давления нагнетаемого в скважину газа, так как в магистральных линиях часто наблюдаются колебания давления, нарушающие нормальную работу скважин, а иногда вызывающие и их остановку. В системах централизованного газоснабжения регуляторы давления, различные расходомеры, а также запорная арматура устанавливаются на газораспределительных пунктах (ГРП). При такой централизации контроля и управления за работой газлифтных скважин улучшается надежность и качество их обслуживания.

Рис. 9.18. Последовательность операций при извлечении газлифтного клапана

из кармана эксцентричной камерыс помощью канатной техники

Важнейшим достижением в области газлифтной эксплуатации было создание н освоение так называемой техники и технологии спуска н извлечения газлифтных клапанов через НКТ, устанавливаемых в специальных эксцентричных камерах, размещенных на колонне насосно-компрессорных труб на расчетных глубинах. Это исключило необходимость извлечения колонны труб для замены пусковых или рабочих клапанов при их отказе или поломке.

В расчетных местах на колонне труб устанавливаются специальные эксцентричные камеры с карманом для ввода в него газлифтного клапана. В посадочном кармане спускаемый в него клапан уплотняется с помощью верхних и нижних колец из нефтестойкой резины и стопорной пружинной защелки. На внешней стороне эксцентричной камеры в месте расположения клапана между его уплотнительными кольцами делаются сквозные отверстия. Через эти отверстия газ из межтрубного пространства проходит в посадочный карман, а затем через боковые отверстия в самом клапане и его седло - в насосно-компрессорные трубы. Эксцентричная камера делается таким образом, что проходное сечение колонны труб и их соосность полностью сохраняются. В верхней части эксцентричной камеры (рис. 9.18) устанавливается специальная направляющая втулка, ориентирующая инструмент, на котором спускается клапан так, чтобы он при отклонении точно попадал в посадочный карман. На нижнем конце сборки посадочного инструмента имеется захватное пружинное устройство, которое освобождает головку клапана после его посадки в карман. Посадочный инструмент, имеющий шарнирные соединения, после того как он будет правильно ориентирован направляющей втулкой, переламывается в этих шарнирных соединениях с помощью пружинных устройств с тем, чтобы продольная ось спускаемого клапана совпала с продольной осью посадочной камеры. Посадочный инструмент спускается в НКТ на стальной проволоке диаметром от 1,8 до 2,4 мм через устье скважины.

Клапаны извлекаются также с помощью канатной техники. Для этого в скважину спускается экстрактор, который, попадая в эксцентричную камеру, после последующего небольшого подъема ориентируется там направляющей втулкой в плоскости посадочной камеры клапана. После ориентации экстрактора его звенья под действием пружин переламываются в сочленениях так, что становятся в положение перед ловильной головкой клапана. Захватное пружинное приспособление на конце экстрактора при посадке на ловильную головку клапана захватывает ее и при подъеме вырывает сам клапан из посадочной камеры.

Для замены газлифтных клапанов в эксцентричных камерах или установки вместо газлифтных клапанов просто заглушек, не прибегая при этом к глушению или остановке скважины, на устье скважины устанавливается специальное оборудование устья газлифта ОУГ-80Х350 с проходным диаметром 80 мм и рассчитанное на давление 35 МПа, представляющее собой лубрикатор особой конструкции (рис. 9.19). На фланец верхней крестовины 1 газлифтной арматуры или на фланец буферной задвижки устанавливается малогабаритный перекрывающий механизм - превентор 2 с ручным приводом, имеющий эластичные (резиновые) уплотняющие элементы, с помощью которых можно перекрыть скважину даже в том случае, когда в ней остается проволока. На превентор с помощью быстросъемных соединений крепятся секции лубрикатора 3, на верхнем конце которого имеется сальник 4 для пропуска проволоки 5 или тонкого каната и ролик 6. Внизу арматуры укрепляется натяжной шкив 7, через который канатик направляется на барабан лебедки с механическим приводом. Параллельно лубрикатору крепится небольшая съемная мачта 8 с полиспастом 9 для облегчения поднятия и сборки лубрикатора и ввода в него необходимого инструмента или извлечения поднятых клапанов. Натяжной шкив связан механически с датчиком 10, преобразующим силу натяжения канатика в электрические сигналы, передаваемые по кабелю 11 на индикаторное устройство. Датчик показывает натяжение канатика и дает информацию о захвате и извлечении газлифтного клапана из посадочной камеры. Вообще при использовании канатной техники по натяжению канатика можно судить о проводимых операциях на глубине. В связи с этим точности определения натяжения канатика, предотвращению его обрыва придается особое значение при использовании канатной техники. В качестве привода для барабана лебедки используется гидравлический двигатель для более точного и плавного осуществления этих операций.

Рис. 9.19. Устьевой лубрикатор для спуска и подъема газлифтных

клапанов с помощью канатной техники

Газлифтные клапаны устанавливаются и извлекаются с помощью гидравлической лебедки, смонтированной в кузове микроавтобуса, либо на специальной раме, переносимой вертолетом при использовании на заболоченных территориях. Такой агрегат (ДГТА-4) разработан проектной организацией Азинмаша. Агрегат смонтирован на шасси автомобиля УАЗ-452 и состоит из масляного насоса с приводом от двигателя автомобиля, двухскоростной лебедки с приводом от гидродвигателя, системы гидрооборудования, включающей клапанные и золотниковые устройства, а также гидросистему управления лебедкой. Перед оператором в кабине установлены индикатор натяжения проволоки и указатель глубины.

Гидродвигатель лебедки может работать как насос в режиме торможения и может быть полностью остановлен перекрытием соответствующих клапанов. Агрегат применяется для работ по установке и извлечению газлифтных клапанов в скважинах глубиной до 4600 м при диаметре проволоки до 2,5 мм, а также для спуска измерительных приборов при исследовании скважин глубиной до 7000 м с проволокой 1,8 мм. Скорость подъема инструмента регулируется от 0,2 до 16 м/с. Номинальная мощность гидродвигателя лебедки ~ 27,2 кВт. Гидронасос масляный шестеренчатого типа развивает давление до 13 МПа при подаче 0,0025 м 3 /с (150 л/мин). Разработан также вариант агрегата для Западной Сибири на базе гусеничного транспортера ГАЗ-71.

Рис. 9.18. Последовательность операций при извлечении газлифтного клапана

из кармана эксцентричной камерыс помощью канатной техники

Рис. 9.19. Устьевой лубрикатор для спуска и подъема газлифтных

клапанов с помощью канатной техники

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.

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, в том числе и скважин с забойным давлением ниже давления насыщения.

3. 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.

3. 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 бескомпрессорный 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.

В среднем диапазон применяемых значений давления ввода газа составляет 4,0-14,0 МПа. Диапазон производительности газлифтных скважин при непрерывном газлифте 602000 т/сут.

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.

4.2. Системы и конструкции газовых подъемников

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 бескомпрессорный газлифт, а по схеме действия - непрерывный и периодический газлифт.

Схема работы газлифтного подъемника показана на рис. 4.1. 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 нагнетания 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. 4.1).

При однорядном подъемнике в скважину спускают один ряд НКТ. Сжатый газ нагнетается в кольцевое пространство между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами, а га-

ёЁЙ. 4.1. ёЁЙГА1ы „ШЁШТЫх ббЬиА1Шб,

зожидкостная 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. 4.1, $), а во втором - однородный подъемник центральной системы (см. рис. 4.1, •).

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. 4.1, ,). Наружный ряд насоснокомпрессорных 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.

Если сжатый газ подается по внутренним НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству между двумя рядами насосно-компрессорных труб, то такой подъемник называется двухрЕ^ным центральной системы (см. рис. 4.1, „).

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 - полутора-рЁ^ный подъемник (см. рис. 4.1, fc), которйй имеет преимущества двухрядного при меньшей его стоимости.

4.3. Наземное оборудование газлифтных скважин

В состав оборудования для обслуживания и эксплуатации газлифтных скважин входят: оборудование устья скважин

ОУГ-80х35, инструмент ГК и установка ЛСГ1К-131А или ЛСГ-16А для проведения скважинных работ.

Оборудование устья ОУГ-80х35 предназначено для снятия и посадки газлифтного клапана в эксцентричной скважинной камере без глушения и последующего освоения скважины (рис.

4.2). Оно состоит из уплотнительного узла проволоки 1 с направляющими роликами, трехсекционного лубрикатора 2, манометра 3 с разделителем, плашечного превентора 4 с ручным управлением, натяжного ролика 5 с очистительным устройством, полиспаста 8, монтажной мачты 6 и стяжного ключа 7. Ниже указаны его характеристики.

Техническая характеристика ОУГ-80х35

Узел уплотнения проволоки (рис. 4.3) с направляющим роликом состоит из корпуса 2, внутри которого размещены резиновые уплотнители 3 с отверстием под проволоку 2,4 мм, поджимаемые сверху через нажимную втулку 4 гайкой 5. В корпусе под резиновыми уплотнителями расположена свободно перемещающаяся армированная металлом резиновая втулка 1, герметизирующая уплотнитель в случае обрыва проволоки. Данное устройство позволяет заменять резиновые уплотнители под давлением при их выходе из строя.

Секции лубрикатора длиной по 2,5 м, предназначенные для размещения в них газлифтных сильфонных клапанов, ударного инструмента и приборов, соединены между собой быстросборными соединениями с резиновыми уплотнительными кольцами.

Превентор плашечный (рис. 4.4) состоит из корпуса 1 с вертикальным проходным диаметром 76 мм, крышек 3, плашек

2, винтов 4 и перепускного клапана 5. В нижней части расположен фланец для присоединения со стволовой задвижкой ар-

Рис. 4.4. Превентор плашечный

матуры. Шпонка 6 препятствует проворачиванию плашки. На наружной поверхности плашки имеются каналы для перепуска давления за плашку, что облегчает ее перемещение и увеличивает прижатие плашек друг к другу при перекрытии устья или обжим проволоки. Для облегчения открытия превентора под давлением на боковой стенке корпуса установки имеется пер е-пускной клапан, который позволяет уравновесить давление под и над плашками. К нижнему натяжному ролику крепится индикатор, показывающий натяжение проволоки в процессе работы.

Оборудование ОУГ-80х35 монтируют с помощью мачты, которая устанавливается на одну из гаек фланцевого крепления арматуры.

В комплект инструмента ГК входит инструмент из комплекта КИГК, который состоит из трех наборов (рис. 4.5).

Второй набор - инструменты для установки в скважине и извлечения из нее клапанов всех видов с замками или фиксатором. К этому набору относятся: рычажный ОР и консольный ОК отклонители для посадки оборудования в скважинные камеры, инструмент для спуска газлифтных клапанов ИСК, цанговый инструмент ИЦ для извлечения скважинного оборудова-

Рис. 4.5. Комплект инструмента КИГК:

а - устройство закрепления проволоки УЗП; 6 - грузовая штанга ШГр; в -шарнир Ш16; „ - гидравлический ясс ЯСГ; д - механический ясс ЯСМ; е -рычажный отклонитель ОР; ж - инструмент для спуска газлифтных клапанов ИСК; з - цанговый инструмент ИЦ; и - выпрямитель проволоки ВОП; к -ловильный проволочный инструмент ИЛП; л - трубный шаблон ШТ; м -печать ПК; н - гидростатическая желонка ЖГС; о - парафинорезка ПФ; п -скребок парафина СП; р - приемный клапан КПП; с - правочный инструмент ИП

ния из камер, а также инструменты из комплекта КИГК и ИКПГ.

Третий набор - инструменты вспомогательного назначения, применяемые при подготовке скважин к эксплуатации, а также при ремонтных и исследовательских работах. К ним относятся: выпрямитель проволоки ВОП, ловильный проволочный инструмент ИЛП, трубный шаблон ШТ, печать, гидростатическая желонка ЖГС, скребок парафина СП, приемный клапан КПП, правочный инструмент ИП, ограничитель, шток, керн (рис. 4.6 и табл. 4.1).

Установка ЛСГ-16А, смонтированная на шасси автомобиля “Урал-375Е”, предназначена для смены управления скважинным оборудованием на глубинах до 5000 м с помощью

Читайте также: