4 Область применения газлифтного способа добычи нефти Когда пластовой энергии недостаточно для подъема жидко­сти с забоя, переходят на механизированный


Скачать 415.73 Kb.
Название4 Область применения газлифтного способа добычи нефти Когда пластовой энергии недостаточно для подъема жидко­сти с забоя, переходят на механизированный
страница3/4
Дата публикации06.04.2013
Размер415.73 Kb.
ТипДокументы
userdocs.ru > География > Документы
1   2   3   4

4.13. Методы снижения пусковых давлений

В настоящее время на практике используются следующие методы снижения пускового давления.

1. Метод переключения с одной системы закачки на дру­гую.

Как было доказано пусковое давление в однорядных подъ­емниках для центральной системы меньше, чем для кольцевой. Пусковое давление при однорядной конструкции центральной системы в 7,5 раз меньше, чем при кольцевой. Поэтому при пу­ске скважины сначала газ направляют в центральные трубы и вытесняют жидкость через кольцевое пространство, а затем бы­стро переключают скважину на работу по кольцевой системе.

2. Метод одновременного нагнетания в скважину жидкости и газа.

Для этого к межтрубному пространству подсоединяют передвижной компрессор и насосный агрегат и в скважину одновременно закачивают жидкость и газ. При попадании газо­жидкостной смеси в подъемные трубы происходит газирование жидкости и плотность смеси уменьшается. После достижения газожидкостной смеси устья и выброса постепенно уменьшают объем закачиваемой жидкости до полного прекращения подачи и скважину пускают в эксплуатацию.

3. Метод продавливания жидкости в пласт. Применяют на месторождениях с хорошей проницаемостью

продуктивного пласта. В кольцевое пространство и в подъемные трубы нагнетают рабочий агент до максимального давления компрессора. Затем на подводящей линии закрывают задвижку и скважину оставляют на некоторое время под давлением. По­скольку давление, поднявшееся в межтрубном пространстве, и давление столба жидкости в подъемных трубах будут больше пластового давления, жидкость из скважины начнет поступать в продуктивный пласт. Уровень жидкости в скважине снизится, что позволит при повторной подаче рабочего агента в кольцевое пространство выдавить жидкость из подъемных труб и пустить скважину в эксплуатацию.

4. Метод свабирование.

Метод базируется на снижении погружения башмака подъ­емника под уровень жидкости за счет спуска в НКТ современно­го сваба с большой длиной хода и отбора определенного объема жидкости из скважины с последующей закачкой компримированного газа. При свабировании понижается погружение h и, как следует из формулы пускового давления, величина этого давления снижается.

5. Метод последовательного допуска труб.

Может быть применен в скважинах с низким коэффици­ентом продуктивности, является достаточно трудоемким и опасным. Суть метода заключается в следующем. Башмак подъ­емника спускается на глубину, при которой можно оттеснить уровень жидкости исходя из располагаемого давления закачки. Затем в скважину подается газ, уровень жидкости оттесняется до башмака и скважина продувается. При этом определенный объем жидкости выбрасывается из скважины. После этого устьевая арматура демонтируется и производится наращивание и допуск колонны НКТ на глубину возможного оттеснения жидкости. Затем снова подается газ и процесс повторяется до тех пор, пока глубина спуска башмака не достигнет проектной величины.

6. Метод применения пусковых отверстий.



Рис. 4.8 Схема газлифтной скважины с использованием пусковых отверстий
На подъемных трубах ниже статического уровня на опреде­ленном расстоянии друг от друга устанавливают муфты с от­верстиями. В кольцевое пространство нагнетают рабочий агент и отжимают жидкость в подъемные трубы через первую муфту. Когда уровень жидкости в кольцевом пространстве снижается до первого отверстия, часть газа проникает в подъемные трубы и газирует находящуюся в них жидкость. В результате проис­ходит перемещение газожидкостной смеси до устья и ее выброс. После выброса давление над вторым отверстием снижается и происходит дальнейшее вытеснение и газирование жидкости в подъемных трубах через второе отверстие. Таким образом, уровень в скважине можно снизить до башмака подъемных труб любой длины и пустить скважину в эксплуатацию.

^ Недостатком данного метода является повышенный удель­ный расход газа при нормальной работе скважины, т.к. пусковые отверстия остаются открытыми. В настоящее время этот метод не применяется.

7. Метод применения пусковых клапанов.

При использовании метода пусковых отверстий значитель­но увеличивается удельный расход рабочего агента, так как в процессе работы скважины газ проникает в подъемные трубы через все пусковые отверстия. Поэтому после пуска скважины в эксплуатацию пусковые отверстия необходимо закрыть. Для этой цели применяют пусковые клапаны, которые спускают в скважину установленными на насосно - компрессорных трубах в закрытом состоянии. Клапаны вступают в работу поочеред­но сверху вниз по мере вытеснения жидкости из кольцевого пространства, ее газирования в подъемных трубах и выброса газожидкостной смеси на поверхность. После пуска скважины в работу давление снижается до рабочего и клапаны закрыва­ются.
^ 4.14. Глубинные газлифтные клапаны

В настоящее время при эксплуатации скважин используется большое количество различных глубинных клапанов, принци­пиально предназначенных для установления или прекращения взаимосвязи подъемника с различными межтрубными про­странствами. Все многообразие глубинных клапанов можно классифицировать по следующим признакам:

1. По назначению:

1.1. Пусковые - предназначены, в основном, для запуска газлифтных скважин в эксплуатацию, но широко применяются и при других способах эксплуатации; например, для повыше­ния эффективности работы скважин при явлении пульсации (сглаживание пульсаций).

1.2. Рабочие - предназначены для ввода газа в подъемник при газлифтной эксплуатации.

1.3. Концевые - предназначены для поддержания рабочего уровня жидкости ниже этого клапана и обеспечивают равно­мерное поступление газа в подъемник через клапан при изме­нении расчетных параметров газлифта, предотвращая явление пульсации. Устанавливаются эти клапаны вблизи башмака подъемника.

2. По конструкции:

2.1. Пружинные. 2.2. Сильфонные. 2.3. Комбинированные.

3. По характеру работы:

3.1. Нормально открытые. 3.2. Нормально закрытые.

4. По давлению срабатывания:

4.1. От давления в затрубном пространстве. 4.2. От давления в НКТ (подъемнике).

По принципу действия клапаны являются дифференци­альными.

На рис. 4.9 приведены основные схемы глубинных клапа­нов. Все клапаны нижней части имеют промывочные обратные клапаны (на рис. 4.9 они не показаны).



Рис. 4.9. Принципиальные схемы глубинных клапанов:

а - пружинный; б - сильфонный, срабатывающий от давления в затрубном пространстве Рк; в - сильфонный, сра­батывающий от давления в трубах Рт (подъемнике); г - ком­бинированный; 1 - нижнее седло клапана; 2 - нижний клапан; 3 - шток клапана; 4 - сильфонная камера; 5 - регулировочная гайка; 6 - пружина; 7 - упор пружины; 8 - отверстие в корпусе клапана; 9 - верхний клапан; 10 - верхнее седло клапана; 11 -корпус клапана; 12 - стенка НКТ
Пружинный клапан (рис. 4.9, а) - по характеру работы от­носится к нормально открытым клапанам дифференциального типа. Клапан состоит из двух седел 1 и 10, двух клапанов 2 и 9, соединенных штоком 3. На штоке имеется пружина 6, один конец которой связан через упор 7 с корпусом клапана 11, а другой - со штоком 3 через регулировочную гайку 5, закрепленную на нем. Клапан размещен в корпусе 11 и устанавливается на внешней стороне колонны НКТ 12.

В рабочем (открытом) положении нижнее седло 1 закрыто клапаном ^ 2 за счет сжатой пружины 6. Верхний клапан 9 от­крыт. Газ под давлением Рк из затрубного пространства через отверстие 8 и верхнее седло 10 поступает в колонну НКТ (подъ­емник), газирует продукцию скважины, в результате чего через определенный промежуток времени давление Рт в НКТ и внутри корпуса клапана снижается.

Сильфонные клапаны выполняются по двум схемам: сраба­тывающие от давления в затрубном пространстве Рк (рис. 4.8, б) и от давления в трубах Рт (рис. 4.9, в). Основным элементом таких клапанов является сильфонная камера 4, заполненная, как правило, азотом до давления Рс.

При повышении давления в затрубе газ сжимает сильфон, что приводит к открытию клапана 5 и поступлению сжатого газа в подъемные трубы. Клапан остается открытым до тех пор, пока расход газа не будет таким, при котором давление в затрубье станет меньше давления в сильфоне. Тогда клапан закроется.

Комбинированный клапан, представленный на рис. 4.9, г, является синтезом пружинного и сильфонного клапанов.

Газлифтные клапана являются дорогостоящими сложными системами и требуют не только высококачественных материа­лов, но и высокоточной технологии их изготовления.
^ 4.15. Расчет лифта: определение его длины, диаметра, расхода газа

При проектировании газлифтной эксплуатации скважины необходимо увязать между собой рабочее давление закачки газа ^ Р , расход закачиваемого газа У ак, глубину ввода газа L (длину подъемных труб) и диаметр подъемных труб d. Дебит скважи­ны Q и забойное давление Рз известны из проекта разработки. Давление на выкиде Р определяется из условий нефтегазосбора продукции. Для целей промысловой практики можно ограни­читься расчетом по методике А.П. Крылова. Расчет включает определение длины L и диаметра d НКТ, расхода закачиваемого газа V и давлений.

Рабочее давление Рр известно для принятой системы га­зоснабжения и газораспределения. Давление у башмака труб Рбаш принимают обычно на 0,3-0,4 МПа меньше рабочего дав­ления.

Длина подъемных труб определяется по формуле:





^ 4.16. Исследование газлифтных скважин и установление режима их работы

Газлифтные скважины исследуют методом установившихся режимов.

Задачами исследования являются:

а) установление зависимости притока жидкости от забой­ного давления, то есть Q(P3),

б) получение зависимости Q(V0 3aK);

в) выявление неполадок в работе газлифтных клапанов;

г) изучение профиля притока флюидов в скважину.

^ Технология исследования

Сущность исследования состоит в том, что изменение деби­та скважины Q достигается изменением расхода газа V0 .

Исследование начинают с максимальных расходов газа и продолжают до минимальных значений. Этим обеспечивается вероятность ввода газа через рабочий газлифтный клапан. Изменение расхода газа осуществляют либо на ГРБ, либо не­посредственно на скважине. Изменение расхода газа вызывает неустановившиеся режимы течения в газопроводе, стволе скважины и выкидном трубопроводе, то есть от компрессорной станции до пункта сбора и подготовки нефти, а также в пласте (упругие процессы). Поэтому после изменения режима выжи­дают (обычно не менее 24 ч) его стабилизацию, в наступлении которой убеждаются путем неоднократных (три - четыре раза) измерений расхода газа, давлений на устье. Число режимов обычно принимают в пределах пяти. Исследование заканчива­ется, если достигнуто существенное изменение Q при росте и дальнейшем уменьшении с переходом через максимум.

На каждом установившемся режиме одновременно из­меряют расход V0 3ax и рабочее давление Р закачиваемого газа, дебит жидкости Q и газа Vг (закачиваемого и притекающего), отбирают пробы жидкости для определения обводненности и концентрации песка в продукции.

Желательно с этим совмещать измерение забойного давле­ния Р, поинтервальные измерения давления в подъемнике P(z) и снятие профиля притока флюидов (глубинная дебитометрия, термометрия).

Поинтервальные изменения давления P(z) позволяют контролировать глубину ввода газа в НКТ, выявлять непо­ладки в работе газлифтных клапанов и негерметичности НКТ. Более точно это можно установить путем непрерывной записи температуры T(z) в подъемных трубах высокочувствительным электротермометром или проведением фонометрии. При ко­лебаниях рабочего давления р любой пусковой газлифтный клапан может работать как рабочий. На кривых T(z) в местах притока газа наблюдается излом вследствие охлаждения при дросселировании газа. Фонометр (шумопеленгатор) пред­ставляет собой микрофон, спускаемый в скважину на кабеле. На глубине работающего клапана он непосредственно отмечает появление интенсивного шума.



работы скважины, соответствующий требованиям разработки залежи. Критерием рациональности может также служить ми­нимум R0 зак или максимум Q. Обычно область рациональных режимов лежит между R0 min и Qmax. При этом необходимо также учитывать рабочее давление газа Рp, ресурсы газа и коэффи­циент полезного действия газлифта. Может ставиться задача получения максимального количества жидкости (нефти) при заданном суммарном расходе газа, то есть при минимальном удельном расходе газа в среднем по всем скважинам.
^ 4.17. Периодическая эксплуатация газлифтных скважин

По мере разработки залежи пластовое давление снижается. Для поддержания высоких дебитов газлифтных скважин не­обходимо снижать забойное давление, что достигается увели­чением относительного погружения подъемных труб. Однако при этом происходит увеличение удельного расхода рабочего агента, что приводит к увеличению эксплуатационных затрат. Поэтому малодебитные газлифтные скважины целесообразно эксплуатировать периодически.

Наиболее простая схема периодического газлифта заклю­чается в том, что после вытеснения жидкости рабочим агентом подача рабочего агента прекращается и кольцевое пространство сообщается с выкидной линией, и скважина оставляется для накопления жидкости. Затем снова рабочий агент подают в кольцевое пространство, накопившуюся жидкость вытесняют в подъемные трубы и выбрасывают через выкидные линии к групповым газоотделителям.

Однако описанный метод периодической эксплуатации газлифтных скважин не может быть рекомендован для массо­вого применения.

1. В процессе продавливания жидкости из кольцевого пространства нередко забойное давление становится выше пластового и значительная часть накопленной жидкости может проникнуть обратно в пласт.

2. Поскольку после выброса жидкости из подъемных труб кольцевое пространство сообщается с выкидной линией, чрезмерно увеличивается расход рабочего агента и повышается себестоимость добытой нефти.

Поэтому на практике применяются другие схемы перио­дического газлифта, которые можно разделить на три само­стоятельные группы:

1) без подкачки газа в затрубное пространство;

2) с подкачкой газа в затрубное пространство;

3) с камерой замещения или лифтом замещения.
^ 4.18. Периодический газлифт с камерой заме­щения

Для повышения эффективности периодической экс­плуатации газлифтной скважины предложено оборудовать ее камерой замещения (рис. 4.11). Для этого в скважину до забоя спускают два ряда концентрически расположенных насосно-компрессорных труб (НКТ), внутренние из которых используются как подъемные 1, а внешние - как воздушные 2. Нижняя часть второго ряда труб, погруженная под уровень жид­кости, имеет больший диаметр и снабжена обратным клапаном 5. Эта часть труб называется камерой замещения 3.
1   2   3   4

Похожие:

4 Область применения газлифтного способа добычи нефти Когда пластовой энергии недостаточно для подъема жидко­сти с забоя, переходят на механизированный iconПосле прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии...
Использование газлифтного способа эксплуатации скважин в общем виде определяется его преимуществами
4 Область применения газлифтного способа добычи нефти Когда пластовой энергии недостаточно для подъема жидко­сти с забоя, переходят на механизированный iconПосле прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии...
Использование газлифтного способа эксплуатации скважин в общем виде определяется его преимуществами
4 Область применения газлифтного способа добычи нефти Когда пластовой энергии недостаточно для подъема жидко­сти с забоя, переходят на механизированный iconДобыча нефти бесштанговыми насосами
Уэцн широко распро­странена на нефтяных промыслах Российской Федерации, и, особенно, в Западной Сибири. В этом регионе более 90 всей...
4 Область применения газлифтного способа добычи нефти Когда пластовой энергии недостаточно для подъема жидко­сти с забоя, переходят на механизированный iconКак перемещались основные центры добычи нефти и газа в СССР с 1940 по 1980 гг.?
Как изменилось соотношение добычи основных видов топлива в топливно-энергетическом балансе СССР с 1975 по 1990 гг.?
4 Область применения газлифтного способа добычи нефти Когда пластовой энергии недостаточно для подъема жидко­сти с забоя, переходят на механизированный iconЧто ты думаешь о проблеме "peak oil" (момент максимальной добычи...
...
4 Область применения газлифтного способа добычи нефти Когда пластовой энергии недостаточно для подъема жидко­сти с забоя, переходят на механизированный iconОпек (англ. Opec, The Organization of the Petroleum Exporting Countries)...
Целью опек является координация деятельности и выработка общей политики в отношении добычи нефти среди стран участников организации,...
4 Область применения газлифтного способа добычи нефти Когда пластовой энергии недостаточно для подъема жидко­сти с забоя, переходят на механизированный iconА. В. Галушкин организация добычи
Методические указания к выполнению курсовых работ по дисциплине «Технические средства и технологии добычи нерудных строительных материалов»...
4 Область применения газлифтного способа добычи нефти Когда пластовой энергии недостаточно для подъема жидко­сти с забоя, переходят на механизированный iconОсобенности добычи газа и конденсата
Особенности конструкции и оборудования газовых скважин по сравнению с нефтяными, в частности с фонтанными скважи­нами, обусловлены...
4 Область применения газлифтного способа добычи нефти Когда пластовой энергии недостаточно для подъема жидко­сти с забоя, переходят на механизированный iconЛекция №33
В стране возросли добыча угля, нефти, выработка электроэнергии, выплавка стали, производ­ство сельскохозяйственной продукции. Основой...
4 Область применения газлифтного способа добычи нефти Когда пластовой энергии недостаточно для подъема жидко­сти с забоя, переходят на механизированный icon— наносится, когда противник находит­ся в траншее или лежит (сидит) на полу (земле), —
В рукопашной схватке, когда нет возможно­сти вести огонь, наносятся уколы штыком, удары прикладом, магазином и стволом
Вы можете разместить ссылку на наш сайт:
Школьные материалы


При копировании материала укажите ссылку © 2020
контакты
userdocs.ru
Главная страница