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
страница4/4
Дата публикации06.04.2013
Размер415.73 Kb.
ТипДокументы
userdocs.ru > География > Документы
1   2   3   4

Рис. 4.11. Схема периодиче­ской эксплуатации газлифтных скважин с камерой замещения



После накопления жидкости в скважине в кольцевое простран­ство подается рабочий агент, и жидкость из камеры замещения при закрытом обратном клапане 5 вытесняется в подъемные трубы и выбрасывается на поверхность. При этом исключается возмож­ность проникновения накопленной жидкости обратно в пласт. После выброса жидкости из подъемных труб подачу рабочего агента прекращают, и давление в подъемных трубах становится равным давлению в выкидных трубах. Затем снова происходит заполне­ние камеры замещения за счет выравнивания уровней жидкости в межтрубном пространстве и в камере замещения и за счет притока жидкости из пласта. Для уменьшения потери дебита скважины в результате стекания жидкости в подъемных трубах на башмаке рекомендуется ставить обратный клапан 4.

На линии нагнетания и линии соединения с выкидными линиями для повышения эффективности метода устанавливают трехходовой кран-отсекатель 6, который настраивается на ав­томатический режим работы скважины по заданной программе с помощью датчика 8 и автоматического устройства 7.

Недостатком периодического газлифта с камерой замеще­ния является необходимость спуска в скважину двух рядов труб. Кроме того, ограниченный размер эксплуатационной колонны часто не позволяет опускать в скважину два ряда труб. Затруднения возникают и при спускоподъемных операциях, особенно в глубоких и искривленных скважинах.
4.19. Периодический газлифт с пакером и ра­бочим отверстием

Предлагается оборудовать скважину (рис. 4.12) одноряд­ным лифтом 1 с рабочим отверстием 3 и обратным клапаном 5. В нижнюю часть труб 2 устанавливают пакер 4. Межтрубное пространство в данном случае выполняет роль камеры заме­щения.

При необходимости на НКТ устанавливают дополнитель­ные пусковые клапаны.

Технология периодической эксплуатации скважин одно­рядными трубами с пакером такая же, как и на скважинах с камерой замещения. Так же как и при камере замещения, с помощью крана-отсекателя 6, датчика 8 и автоматического устройства 7 скважина работает на автоматическом режиме по заданной программе. Преимуществом вышеописанной схемы является и то, что при одинаковых условиях на поверхность извлекается больший объем жидкости, чем при эксплуатации скважины газлифтом с камерой замещения.


Рис. 4.12. Схема периодиче­ской эксплуатации газлифтных скважин однорядными трубами с рабочим отверстием и пакером.
Общий недостаток газлифтов с камерой замещения и с одноряд­ными трубами и пакером - значи­тельные расходы рабочего агента в момент продавки и вытеснения жидкости. Так как подача рабочего агента осуществляется из общей системы коммуникаций высокого давления, в ней происходит резкое падение давления, что отражается на работе других скважин.
^ 4.20. Плунжерный лифт

Для увеличения КПД газлифтной скважины применяют плунжерный подъемник (рис. 4.13). В подъемные трубы поме­щают плунжер 2, в нижней части которого имеется обратный клапан 7. Под действием собственного веса клапан 7 отходит в нижнее положение и плунжер 2 падает в работающую скважину по подъемным трубам 4. При падении плунжера газожидкост­ная смесь проходит через седло клапана 6 и сквозное отверстие плунжера. При достижении клапаном 7 нижнего амортизатора 5 плунжер садится на него и перекрывает отверстие в седле 6. Под действием напора газа и жидкости, находящихся ниже плунже­ра, он поднимается вверх и проталкивает газожидкостную смесь, находящуюся выше плунжера. Когда плунжер проходит мимо выкидной линии 3 и ударяется о верхний амортизатор 1, газо­жидкостная смесь, находящаяся под плунжером, выбрасывается в выкидную линию; происходит падение давления в подъемных трубах. Клапан 7 при этом отходит в нижнее положение, и плунжер падает по подъемным трубам вниз.


^ Рис. 4.13. Плунжерный подъемник.

Для труб диаметром 60 мм выбирают плунжер мас­сой около 6 кг. Зазор между плунжером и стенками труб 1,5-2 мм.

Для увеличения гидрав­лического сопротивления и уменьшения утечки жид­кости через зазоры между плунжером и стенками труб на внешней стенке плунжера рекомендуется делать кольце­вые канавки. Плунжерный подъемник можно применять в газлифтных скважинах, в том числе и с периодической подачей рабочего агента, и в фонтанных скважинах с высоким газовым фактором. При периодическом газлифте применяют автоматические отсекатели рабочего агента.

Недостатком плунжерного подъемника является то, что в процессе эксплуатации скважины выкидная линия все вре­мя остается открытой и в лифтовых трубах не прекращается движение газа, который газирует жидкость. В период падения плунжера происходит значительная утечка газа через трубы. Кроме того, при эксплуатации скважин с плунжерным подъ­емником трудно поддерживать выбранный режим эксплуатации скважин.
^ 4.21. Гидропакерный автоматический поршень

Широкое применение на промыслах нашей страны по­лучила эксплуатация скважин гидропакерным автоматиче­ским поршнем (рис. 4.14). Для этого в скважину спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ) с нижним 8 и верхним 1 амортизаторами, а на выкидной линии 3 устанавливают ав­томатический клапан-отсекатель 2. В подъемные трубы при закрытом клапане-отсекателе 2 бросают поршень 7 (рис. 4.14, а), который садится на нижний амортизатор. Диаметр поршня на 2-4 мм меньше внутреннего диаметра НКТ 6. При закрытом клапане-отсекателе происходит приток жидкости из пласта в скважину, причем газ в основном скапливается в межтрубном пространстве 5, где давление нарастает быстрее, чем в НКТ. Для увеличения притока газа в межтрубное пространство к нижнему амортизатору подвешивают хвостовик 9 длиной 10-15 м, диаметр которого меньше диаметра НКТ. При этом приток газа в межтрубное пространство на 80-90% больше, чем в подъ­емные трубы.

Когда межтрубное давление достигает заданной величины, по команде датчика ^ 4, установленного в межтрубном простран­стве, с помощью автоматического устройства открывается клапан 2 и газ направляется в подъемные трубы. Жидкость из межтрубного пространства через зазоры между НКТ и поршнем вытесняется в подъемные трубы выше поршня. Под действием напора газа и жидкости поршень 7 поднимается по подъем­ным трубам, перемещая накопившуюся жидкость над собой


Рис. 4.14. Схема работы скважины с применением гидропакерного поршня.

Положение поршня: а - в начале процесса, б - в процессе подъема жидкости, в - в конце процесса к устью скважины (рис. 4.14, б). При движении поршня вверх часть жидкости через зазор стекает под поршень. Эта жидкость препятствует прорыву газа из кольцевого пространства в подъ­емные трубы, выполняя, таким образом, роль гидравлического пакера. Другая часть жидкости выталкивается поршнем через клапан-отсекатель в выкидные трубы. Затем поршень подходит к буферной камере, ударяется о верхний амортизатор 1 и под действием автоматического устройства клапан-отсекатель 2 за­крывается. Поскольку в момент закрытия клапана-отсекателя давление в подъемных трубах примерно равно давлению в вы­кидной линии, поршень под действием силы тяжести падает до нижнего амортизатора, и цикл повторяется (рис. 4.14, в).

Для увеличения гидравлического сопротивления, а также предупреждения прорыва газа в зазор на внешней стенке плун­жера сделаны кольцевые канавки.

Периодическая эксплуатация скважины, оборудованной гидропакерным автоматическим поршнем, может происходить как за счет энергии газа, выделяющегося из пласта, так и за счет энергии газа, подаваемого в скважину с поверхности.
^ 4.22. Внутрискважинный газлифт

Внутрискважинный бескомпрессорный газлифт можно осу­ществлять в том случае, если газовый пласт залегает выше или ниже нефтяного и обладает достаточной энергией (давлением и запасами газа) для устойчивой и продолжительной работы. Оба пласта перфорацией сообщаются со скважиной.

Возможны различные технологические схемы (рис. 4.15) ввода газа в зависимости от расположения пластов и пластового давления в них.

По схеме рис. 4.15, а, газовый пласт залегает над нефтяным. В скважину спускается один ряд НКТ с двумя гидравлическими пакерами: нижний 10 разобщает газовый и нефтяной пласты; верхний 5 отделяет затрубное пространство от высокого дав­ления газового пласта. Между пакерами имеется газлифтная камера 6 с газлифтным клапаном 7 или штуцерным устройством для регулирования расхода вводимого газа.

Дополнительно в схему введены следующие узлы:



Рис. 4.15. Технологические схемы внутрискважинного газлифта: 1 - нефтяной пласт; 2 - газовый пласт; 3 - насосно - компрессорные трубы; 4 - верхний циркуляционный клапан; 5 - верхний гидравлический пакер; 6 - скважинная газлифтная камера; 7 - газлифтный клапан; 8 - телескопическое устройство; 9 - нижний циркуляционный клапан; 10 - нижний гидравлический пакер; 11 - обратный клапан; 12 - верхний гидромеханический пакер; 13 - узел перекрестного течения; 14 - штуцер; 15 - колонна труб; 16 - нижний гидромеха­нический пакер; 17 - пакер

- обратный клапан 11 для опрессовки НКТ и пакеров, по­садки верхнего и нижнего гидравлических пакеров созданием избыточного давления в НКТ (это башмачный срезной или съемный клапан, который спускается и поднимается на про­волоке канатным методом);

- циркуляционные клапаны: верхний 4 для освоения, глу­шения скважины и обеспечения эксплуатации одновременно по НКТ и затрубному пространству при необходимости полу­чения высоких отборов; нижний 9 для промывки возможных отложений песка и грязи перед подъемом нижнего пакера из скважины;

- телескопическое устройство 8, обеспечивающее поочеред­ной срыв пакеров перед подъемом из скважины.

При работе газ поступает через газлифтный клапан в НКТ и дальше по НКТ поднимается газонефтяная смесь. Подбором сменного штуцера осуществляется настройка клапана, что

обеспечивает подачу заданного расхода газа при необходимом давлении. Для исследования газового пласта в ниппель нижне­го циркуляционного клапана устанавливается глухая пробка, перекрывающая канал поступления нефти.

Внутрискважинный и в целом бескомпрессорный газлифт нашел широкое применение на месторождениях Западной Сибири, где газовые пласты залегают над нефтяными. Газ из газовых скважин подается непосредственно в нефтяные сква­жины того же отдельного куста (автономный бескомпрессорный газлифт). Для повышения надежности используется не менее двух газовых скважин.

Более эффективно применение внутрискважинного газ­лифта с отбором части газа. В таком случае при совместном отборе нефти и газа газ нагревается нефтью и без подготовки поступает в нефтяные скважины того же куста. Наиболее вы­сокую температуру имеет газ, направляемый по внутреннему каналу. Отбор газа увеличивается на 10-15%.

Особенность проектирования внутрискважинного газлифта заключается в том, что необходимо увязать совместную работу нефтяного и газового пластов.

Преимущества: 1) исключается строительство газопрово­дов, сепараторов, ГРБ, установок подготовки газа; 2) упроща­ется обслуживание.

Недостатки: 1) усложнение проведения ремонтов; 2) воз­можность перетоков газа из газового пласта при нарушении цементного кольца в процессе его перфорации.
^ 4.23. Осложнения при работе газлифтных скважин

Нормальная работа газлифтных скважин может нарушаться по следующим причинам: образование песчаных пробок на забое или воздушных в подъемных трубах; отложение солей на забое или в подъемных трубах; скопление воды на забое и образование стойких водонефтяных эмульсий.

Предупреждают и ликвидируют отложения песка так же, как и при фонтанной эксплуатации скважин. Для обеспечения выноса небольшого (допустимого) количества песка на поверх­ность спускают подъемные или воздушные трубы до уровня верхних отверстий интервала перфорации. При двухрядных подъемниках нередко применяют хвостовики с уменьшенными диаметрами (полуторный лифт).

Об образовании песчаных пробок в скважинах судят по резкому снижению их дебитов и по показаниям контрольно -измерительных приборов. Причиной прекращения подачи жидкости при резком увеличении давления нагнетания газа является перекрытие подъемных труб так называемой патрон­ной песчано-глинистой пробкой. Для разрушения пробки в подъемные трубы нагнетают газ, а иногда и жидкость с газом. Если эти мероприятия не дают положительного результата, трубы поднимают на поверхность.

О возможности образования песчаной пробки ниже точки проникновения рабочего агента в подъемные трубы (в подъ­емных труба-ниже рабочих отверстий, а в воздушных трубах-ниже башмака подъемных труб, а также на забое или в стволе скважины) судят по резкому снижению давления нагнетания рабочего агента при полном прекращении дебита скважины. Такая пробка полностью закрывает фильтр, и доступ жидкости из пласта в скважину прекращается.

Для ликвидации песчаных пробок, не прекращая нагнетания рабочего агента, в кольцевое пространство закачивают нефть. Нередко таким способом удается размыть пробку. В противном случае трубы поднимают на поверхность.

При эксплуатации газлифтных скважин в результате нару­шения термодинамического равновесия происходит отложение солей, в основном в верхних частях подъемных труб на глубине 150-300 м от устья. Однако не исключена возможность отложе­ния солей и на забое скважины или даже в призабойной зоне пласта. Нередко из-за отложения солей происходит полное закрытие диаметра подъемных труб, и скважина прекращает свою работу. В этом случае для восстановления продуктивно­сти скважины трубы поднимают и фрезеруют в механических мастерских.

При частичном закрытии диаметра труб отложениями карбонатных солей их удаляют прокачкой пресной воды, а от­ложения сульфатных солей удаляют, прокачивая щелочную воду. Применение горячей воды повышает эффективность работ по удалению солей из скважины.

Борьба с отложениями парафина проводится так же, как и при эксплуатации фонтанных скважин. Также оборудуют сква­жину автоматическими скребками или плунжерным лифтом. Периодичность прокачки горячих теплоносителей или спуска скребка в скважину определяется индивидуально для каждой скважины в зависимости от интенсивности отложения парафи­на на стенках труб. Для предупреждения отложения парафина в процессе эксплуатации скважины в воздушные трубы малыми дозами закачивают углеводородные растворители или раство­ры поверхностно-активных веществ. В результате изменяется структура газожидкостной смеси и исключается возможность отложения парафина.

При определенных условиях в процессе эксплуатации об­водненных газлифтных скважин могут образоваться стойкие эмульсии, обладающие высокой вязкостью.

Для борьбы с эмульсией проводят внутрискважинную деэмульсацию введением в воздушные трубы деэмульгатора. В качестве деэмульгатора применяют нейтрализованный черный контакт (НКЧ) или какое-либо другое эффективное ПАВ.

В случае накопления воды на забое происходит уменьшение депрессии на пласт и ограничение отбора нефти из скважины. Для борьбы с водой подъемные или воздушные трубы спускают до верхних перфорационных отверстий.
Контрольные вопросы:

1. Область применения газлифта.

2. Почему не применяют воздух в качестве рабочего аген­та?

3. Какие системы газлифта существуют, в чем их харак­теристика?

4. Какие существуют конструкции газлифта?

5. В чем выражаются преимущества и недостатки газлиф­та?

6. Что входит в технологическую схему компрессорного газлифта?

7. В чем сущность и преимущества бескомпрессорного газ­лифта?

8. Методы снижения пусковых давлений.

9. Классификация газлифтных клапанов.

10. Как работает пусковой газлифтный клапан?

11. Как устанавливается технологический режим работы газлифтной скважины?

12. Периодическая эксплуатация газлифтных скважин.

13. Как работает газлифт с камерой замещения?

14. Как работает плунжерный подъемник?

15. В чем сущность внутрискважинного газлифта?
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