Газлифтная эксплуатация нефтяных скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

ДОКЛАД

на тему: «Газлифтная эксплуатация нефтяных скважин»

Область применения газлифта

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

Принцип работы газлифта

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

<. (1)

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

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

+ (2)

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

газлифт подъемник скважина добыча нефть

Системы и конструкции газлифтных подъемников

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

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

В зависимости от числа рядов труб, концентрично расположенных в скважине, различают двухрядные, полуторарядные и однорядные подъемники (рис.1). В первых двух подъемниках внешний ряд труб спускают до интервала перфорации для улучшения условий выноса песка с забоя за счет увеличения скорости потока. Газ подаю в межтрубное пространство между первым (внешним) и вторым (внутренним) рядами труб.

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

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

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

В зависимости от направления подачи газа различают кольцевую и центральную системы подъемников. При кольцевой системе газ закачивают в кольцевое (затрубное или межтрубное) пространство (см. рис. 1,а, б, в), а при центральной - в центральные трубы (см. рис. 1, г). На практике газлифтные скважины в основном работают по кольцевой системе. Это обусловлено следующим:

Оптимальные условия лифтирования достигаются обычно при малых проходных сечениях;

Песок разъедает соединения муфт на трубах и возможен их обрыв;

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

Разновидности газлифта, их технологические схемы

В качестве газа можно использовать воздух или углеводородный газ. Тогда подъемник соответственно называю эрлифтом или газлифтом.

Эрлифт впервые был применен на бакинских промыслах по предложению инженера В.Г.Шухова в 1897 г. Преимущество эрлифта состоит только в неограниченности источники воздуха. При использовании газлифта в отличие от эрлифта достигается полная утилизация газа, сохранение и утилизация легких фракций нефти, образование в обводняющихся скважинах менее стойкой эмульсии, для разрушения которой требуется меньшие затраты. Поэтому в настоящее время применяется только газлифт.

Газ может подаваться с помощью компрессора. Такую разновидность газлифта называют компрессорным газлифтом. В качестве газа можно использовать нефтяной или природный углеводородный газ.

При компрессорном газлифте (способе эксплуатации скважин) с использованием нефтяного газа последний отделяют от добываемой нефти, подвергают промысловой подготовке и закачивают в газлифтные скважины (замкнутый газлифтный цикл, предложенный в 1914 г. М.М.Тихвинским).

Технологическая схема газлифтной системы с замкнутым циклом включает газлифтные скважины, сборные трубопроводы, установку подготовки нефти, компрессорную станцию, установку подготовки газа газораспределительные батареи и газопроводы высокого давления (рис. 2). Природный газ может подаваться из соседнего газового месторождения, магистрального газопровода или газобензинового завода. По данным технико-экономических расчетов допустим транспорт газа для целей газлифта до нескольких десятков километров. Подготовка природного газа на нефтяном промысле не требуется. Технологическая схема в данном случае упрощается.

Газлифт может быть компрессорным и бескомпрессорным.

При бескомпрессорном газлифте природный газ под собственным давлением поступает из скважин газовых или газоконденсатных месторождений. Там же осуществляется его очистка и осушка. На нефтяном промысле иногда его только подогревают. Если нефтяная или газовая залежи залегают на одной площади, то при достаточно высоком давлении в газовой залежи может быть организован внутрискважинный бескомпрессорный газлифт. Его отличительная способность - поступление газа из выше - или нижезалегающего газового пласта непосредственно в нефтяной скважине.

Если на промысле уже организована газлифтная эксплуатация скважин, а забойные давления и дебиты уменьшились (менее 50 т/сут), то для повышения технико-экономической эффективности добычи нефти работу скважин можно перевести с непрерывности газлифта на периодический, при котором газ закачивается в скважину периодически.

Преимущества и недостатки газлифтного способа добычи нефти

Эффективность работы любого механизма или системы определяется коэффициентом полезного действия, равным отношению полезной (отдаваемой) мощности к подведенной (полной) мощности. При многократном превращении или передаче энергии отдаваемая мощность одним звеном в то же время является подводимой энергией последующего звена системы. Общий коэффициент полезного действия такой системы как отношение отдаваемой системой мощности к подведенной к ней мощности равен произведению коэффициентов полезного действия на всех ступенях передачи энергии. Тогда для всей компрессорной газлифтной системы

, (3)

где - коэффициент полезного действия соответственно газлифтной системы, газового двигателя компрессора, поршневого компрессора, магистрального газопровода, газораспределений батареи, разводящего газопровода и скважины.

Таблица 1. Усредненные значения коэффициентов полезного действия газлифтной системы и ее звеньев

Усредненные значения коэффициентов полезного действия газлифтной системы и ее звеньев для условий Западной Сибири приведены в табл,1. Анализ таблицы выявляет два направления повышения эффективности: уменьшение числа звеньев, то есть применение внутрискважинного газлифта и повышение коэффициентов полезного действия каждого звена, особенно газового двигателя и газлифтной скважины. Коэффициенты полезного действия звеньев системы, кроме газового двигателя и компрессора, тем выше, чем меньше отличаются давления на входе и выходе из звена. Повышение энергетической эффективности можно достигнуть правильным подбором параметров работы газлифтной системы (забойного , рабочего , устьевого давлений, диаметра подъемных труб d) и смежных систем ( систем сбора продукции, ППД).

Отсюда следует, что внутрискважинный газлифт по сравнению с компрессорным и бескомпрессорным характеризуется наибольшей эффективностью.

В целом системе компрессорного газлифта присущи следующие недостатки:

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

большие капитальные вложения на строительство компрессорной станции и газопроводов;

большие энергетические затраты на компримирование (сжатие) газа;

сравнительно высокие эксплуатационные расходы на обслуживание компрессорной станции.

Газлифт можно применять только при наличии достаточного количества углеводородного газа. Поэтому ввиду названных недостатков газлифта проводят технико-экономическое сопоставление газлифтного и насосного способов эксплуатации и выбора наиболее эффективного способа. Отметим, что при бескомпрессорном газлифте себестоимость добычи нефти может быть в несколько раз меньше, чем при эксплуатации штанговыми насосными установками.

Оборудование устья газлифтных скважин

Оборудование газлифтных скважин аналогично оборудованию фонтанных. На устье устанавливается упрощенная фонтанная арматура, обвязка которая зачастую позволяет подавать газа в затрубное пространство и в НКТ.

В настоящее время используется комплектные газлифтные установки для непрерывного компрессорного газлифта типа Л и для наклонно-направленных скважин типа ЛН. Например, Л-60Б-210, где 60 - условный диаметр колонны подъемных труб, мм (60; 73; 89 мм); Б - условный наружный диаметр газлифтных клапанов (А, Б, В - соответственно диаметры 38, 25 и 20 мм); 210 - рабочее давление, кг/см? (21 МПа). Эти установки обеспечивают автоматический пуск и освоение скважин, стабильную работу в заданном режиме, возможность перехода с фонтанной эксплуатации на газлифтную без подъема НКТ и возможность спуска в НКТ до забоя любого технологического оборудования (манометров и др.).

Установки типа Л включают фонтанную арматуру АФК3а-65-210 и скважинное оборудование.

Размещено на Allbest.ru