Демонтаж бетона: rezkabetona.su

Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 [ 41 ] 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70

выкидной линии, которое обеспечивает поступление продукции скважины на пункт сбора. Это давление является минимальным устьевым давлением фонтанной эксплуатации скважины, т. е. Рл = Р2тт. Величине p2min соответствует Рзшш и наибольший фонтанный дебит Qф. Возможные режимы фонтанирования для условий данной скважины показаны штриховкой на осях графика рис. 7.5, б. Если установить режим работы скважины прн Рзр, то ему будут соответствовать Qp и р2р, а избыток устьевого давления Аршт=Рл-Р2р,будет расходоваться в штуцере. Следует отметить, что зависимость р2{р з) может иметь различный характер: монотонный, минимума или максимума Рз. Наиболее рациональным будет режим прн рз mm-

Подобные расчеты и построения целесообразно выполнить для различных значений диаметра труб d. Графическая зависимость Q{d) позволит обосновать выбор рационального в конкретных условиях или максимального дебитов скважины. При таком проектировании нельзя уже говорить о режимах оптимальной или максимальной подачи, так как с изменением притока Q режим работы подъемника изменяется.

Контрольные вопросы

1. Охарактеризуйте виды и условия фонтаиироваиия нефтяных скважин. Что понимаем под минимальным забойным давлением фонтанирования?

2. Расскажите о регулировочных кривых работы фонтанной скважины, о применяемых регулирующих устройствах.

3. Почему фонтанный подъемник целесообразно рассчитывать по конечным условиям фонтанирования?

Глава 8

ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН

Продолжение фонтанной эксплуатации - газлифтная эксплуатация, прн которой недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности.

§ 8.1. сущность, разновидности и область применения газлифтного способа эксплуатации

По мере разработки месторождения условия эксплуатации скважин ухудшаются: а) обводняется продукция - увеличивается гидростатическое давление столба флюидов, образуется высоковязкая эмульсия, возрастают потерн давления на трение в стволе и выкидной линии, что приводит к росту Рз и р2, уменьшается Оаф и увеличивается Ro; б) при отсутствии применения или недостаточной эффективности ППД возможно уменьшение Рпл, а также соответственно рз и рь что вызывает увеличение Ru (см. кривую Room на рис. 7.2, б). А это приводит к нарушению условия фонтанирования (см. § 7.1). Так как условию Оаф=Яо соответствует давление Рзтш, а Рзтгп<Рпл, скважина прекращает фонтанирование при определенном Q>0. Из рнс. 7.2, б видно, что с увеличением рз уменьшается Ro, поэтому применение ППД продлевает период фонтанирования до наступления определенной обводненности «в, а при большой гидропроводности пласта иногда даже до 100 %-ной обводненности продукции.

Если притекающую пластовую энергию, выраженную Одф, пополнять закачкой газа в скважину с поверхности, то осуществляется искусственное фонтанирование, которое называем газлифтным подъемом, а способ эксплуатации - газлифтным. Тогда условие работы газлифтного подъемника (газлифта) аналогично условию газлифтного фонтанирования можно записать

Gэф-f/?озак > /?о, (8.1)

где /?озак - удельный расход закачиваемого газа (отнесенный к расходу поднимаемой жидкости).

В качестве газа можно использовать воздух или углеводородный газ. .Тогда подъемник соответственно называют эрлифтом или газлифтом. Эрлифт впервые был применен на бакинских промыслах по предложению В. Г. Шухова в 1897 г. Преимущество эрлифта - неограниченность источника воздуха. При



использовании газлифта в отличие от эрлифта достигается полная утилизация газа, сохранение и утилизация легких.фракций иа)ти, образование в обводняющихся скважинах менее стойкой эмульсии, для разрушения которой требуются 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. Нефтяной газ отделяют от добываемой нефти, подвергают промысловой подготовке и закачивают в газлифт-ные скважины (замкнутый газлифтный цикл, предложенный в 1914 г. М. М. Тихвинским). Природный газ может подаваться Из соседнего газового месторождения (по данным технико-экономических расчетов допустйм-транспорт до нескольких десятков километров), из магистрального газопровода или газобеи-зинового завода. Подготовка природного газа на нефтяном промысле не требуется.

При бескомпрессорном газлифте природный газ под соб-ствёниымг давлением поступает из скважины газовых или газо-конденсатных месторождений. Там же осуществляется его очистка и Осушка. На нефтяном промысле иногда его только подогревают. Если нефтяная и газовая залежи залегают на одной площади, то возможен внутрискважинный бескомпрессорный газлифт, отличительная особенность которого - поступление газа из выше- или нижезалегающего газового пласта непосредственно в нефтяной скважине.

Область применения газлифта - высокодебитные скважины с большими забойными давленями (см. рис. 7.2, б), скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, песочные скважины, а также скважины в труднодоступных условиях (например, затопляемость, ла-воДки, болота, отсутствие дорог и др.). Газлифтный способ эффективен при эксплуатации искривленных скважин, разработке многопластовых, месторождений. Преимущества его по сравнению с другими, особенно механизированными способами эксплуатации, следующие: высокая технико-экономическая эффективность; отсутствие подъемных механизмов и трущихся деталей; большой межремонтный период; простота обслуживания скважин и регулирования работы, борьбы с коррозией и отложениями парафина и солей, автоматизации и смены режимов; возможность проведения широкого комплекса исследовательских работ, централизованная дозировка различных добавок в скважину; использование энергии пластового газа; отсутствие отрицательного влияния пластового газа, высоких забойных температур; надежность наземного оборудования и т. д. Вместе с тем газлифтному способу, особенно компрессорному газлифту, присущи серьезные 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 ком-примирование газа; сравнительно высокие, эксплуатационные расходы на обслуживание компрессорной станций; сравнительно низкий коэффициент полезного действия, равный 0,09- 0,16, против насосных способов (0,25-0,3 для центробежных и 0,25 для штанговых насосов). Газлифт можно применять только при наличии достаточного количества углеводородного газа. Поэтому ввиду названных недостатков газлифта производят технико-экономическое сопоставление газлифтного и насосного способов эксплуатации и выбирают наиболее эффективный способ. Отметим только, что при бескомпрессорном газлифте себестоимость добычи нефти может быть в несколько раз меньше, чем при эксплуатации штанговым насосными установками.

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

§ 8.2. КОНСТРУКЦИИ И СИСТЕМЫ ГАЗЛИФТНЫХ ПОДЪЕМНИКОВ

Конструкция любого газлифтного подъемника должна обеспечивать в скважине наличие двух каналов: для закачки газа; 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 глубины 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 конструкции двух-, полутора-и однорядных подъемников (рис. 8.1). В первых двух подъемниках внешний ряд труб спускают до интервала перфорации для улучшения условий выноса песка с забоя за счет увеличения скорости потока, в том числе подкачкой жидкости в затрубное пространство между первым (внешним) рядом НКТ и эксплуатационной колонной. Однако ввиду большой металлоемкости, стоимости, осложнений при увеличении глубины спуска подъемных (внутренних) Tpjrfi изгза необходмости предварительного изменения подвески внешнего ряда труб полутораряд-




Рис. 8.1. Газлифтиые подъемники:

а, б, в - соответственно двух-, полутора- и однорядный подъемники кольцевой системы; г - однорядный подъемник центральной системы

ного подъемника, обеспечения условий выноса песка другими путями двух- и полуторарядные подъемники не применяются. Их использование оправдано только как вынужденная мера при отсутствии герметичности эксплуатационной колонны.

В настоящее время применяется однорядный подъемник. Он является наименее металлоемким и наиболее дешевым, обеспечивает возможность свободного изменения диаметра и длины подъемных труб, причем диаметр может быть уже значительно большим. Для обеспечения условий выноса песка с забоя-скважины трубы спускают до забоя, а газ вводят выше на необходимой глубине через рабочий газлифтный клапан (или иногда через 2-4 отверстия диаметром 5-8 мм в рабочей муфте). Рабочая муфта или клапан 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 йеска 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. Большой диаметр затрубного пространства позволяет устанавливать газлифтные клапаны вдоль колонны НКТ.

В зависимости от направления подачи газа различают кольцевую и центральную системы подъемников. При кольцевой газ закачивают в кольцевое (затрубное или межтрубное) пространство, а при центральной - в центральные трубы. На практике

газлифтные скважины в основном работают по кольцевой системе, так как оптимальные условия лифтирования достигаются обычно при малых проходных сечениях, а при центральной системе песок разъедает соединения муфт на трубах и возможен их обрыв, в случае добычи параф инистой нефти периодическое удаление отложений парафина со стенок кольцевого пространства затруднено.

§ 8.3. ПУСК ГАЗЛИФТНОИ СКВАЖИНЫ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ

Характеристика процесса пуска

Этот процесс осуществляется для ввода в работу новых и отремонтированных скважин. Перед пуском скважина заполнена жидкостью (дегазированной нефтью, водой или другой жидкостью глушения). Уровень ее в скважине соответствует пластовому давлению. Сущность пуска скважины заключается в вытеснении жидкости газом в линии газоподачи до башмака подъемных труб методом продавки и вводе газа в подъемные трубы. Схема пуска скважины и динамика давления закачиваемого газа на устье при пуске показаны на рис. 8.2. Для общности рассмотрения принят двухрядный подъемник.

Наибольшее давление газа, которое возникает при пуске, называют пусковым давлением рп- Давление закачки газа в процессе эксплуатации скважины называют рабочим давлением рр, причем рп>рр. Это обусловлено cIeдyюIЦHм: а) пуск осуществляется при статическом уровне Лет, а работа-прн динамическом /гд</гст (депрессия уровня Лйо=йст-йд); соответственно погружение труб под уровень h\<h; б) в подъемных трубах уровень повышается на высоту Ah и на момент поступления газа в ,НКТ условное погружение составляет h+Ah>h>hi.

При пуске вытесняемая жидкость как правило, перемещается в подъемные трубы и затрубное пространство и частично поглощается пластом. Достигнув башмака подъемных труб* газ поступает в них И, расширяясь, всплывает. Плотность газокид-костной смеси уменьшается, уровень ее повышается до устья, после чего происходит выброс части жидкости, уровень жидкости в затрубном пространстве снижается ниже Лет, начинается приток жидкости из пласта. При достаточном расходе газа скважина выходит на рабочий режим.

В процессе снижения уровня жидкости в линии газоподачи до башмака подъемных труб и повышения уровня смеси в подъемных трубах до устья давление закачиваемого газа монотонно увеличивается до наибольшего значения рп. При выбросе жидкости оно резко уменьшается и после нескольких колебаний, обусловленных инерционностью .потоков в системе «рласт -




0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 [ 41 ] 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70



Яндекс.Метрика