Газлифтный способ эксплуатации скважины презентация

Презентация на тему «Газлифтный способ добычи нефти»

Код для вставки

Комментарии

Нет комментариев для данной презентации

Помогите другим пользователям — будьте первым, кто поделится своим мнением об этой презентации.

Аннотация к презентации

Интересует тема «Газлифтный способ добычи нефти»? Лучшая powerpoint презентация на эту тему представлена здесь! Данная презентация состоит из 12 слайдов. Средняя оценка: 3.3 балла из 5. Также представлены другие презентации по географии для студентов. Скачивайте бесплатно.

Содержание

Газлифтный способ добычи нефти

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.

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 безкомпрессорный газлифт, а по схеме действия — непрерывный и периодический газлифт

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 нагнетаемого 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.При однорядном подъемнике в скважину спускают один ряд НКТ. Сжатый газ нагнетается в кольцевое пространство между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами, а газожидкостная 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, а во втором — однорядный подъемник центральной системы

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. Наружный ряд насосно-компрессорных 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 двухрядным центральной системы

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 — полуторарядный подъемник , который имеет преимущества двухрядного при меньшей его стоимости.

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. З. 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. З. 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 безкомпрессорный 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. 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.

Источник

Презентация на тему Газлифтная эксплуатация скважин

Презентация на тему Презентация на тему Газлифтная эксплуатация скважин, предмет презентации: Разное. Этот материал содержит 21 слайдов. Красочные слайды и илюстрации помогут Вам заинтересовать свою аудиторию. Для просмотра воспользуйтесь проигрывателем, если материал оказался полезным для Вас — поделитесь им с друзьями с помощью социальных кнопок и добавьте наш сайт презентаций ThePresentation.ru в закладки!

Слайды и текст этой презентации

Газлифтный способ эксплуатации скважин. Преимущества и недостатки газлифтного способа.

СТУДЕНТЫ: МАҚСУТБЕК ЖАЙДАР
ДАУТ ПЕРИЗАТ
ЛУ ДАНЬ ЯН
ПРЕПОДАВАТЕЛЬ: СЕРИКБАЕВА АЙКУМИС
МАДИБЕККЫЗЫ
СПЕЦИАЛЬНОСТЬ: 5В070800
ГРУППА: 2

Газлифтная эксплуатация скважин.

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), а также природный газ под естественным давлением (бескомпрессорный газлифт). Может использоваться газ из продуктивного пласта, вскрытого той же скважиной (внутрискважинный бескомпрессорный газлифт).

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.

Компрессорный газлифт -механизированный способ эксплуатации скважин

Преимущества:
— возможность эксплуатации высокодебитных скважин;
—простота оборудования;
— легкость регулирования работы скважины.

Недостатки:
—низкий КПД (особенно обводненной продукции), составляющий иногда несколько процентов;
— необходимость строительства компрессорной станции;
— как правило, высокие удельные затраты энергии на подъем единицы продукции.

Круговой газлифтный цикл группы скважин (схема):

1 — газлифтные скважины;
2 — трубопроводы смеси жидкости и газа, поступающей из скважины;
3 — ёмкость (трап) для разделения жидкости и газа;
4 — нефтяная линия;
5 — линия избыточного газа, направляемого на переработку и потребление;
6 — линия газа низкого давления, поступающего на приём компрессоров;
7 — компрессорная станция;
8 — линия сжатого газа высокого давления, поступающего в скважины для подъёма жидкости.

Классификация газлифтных скважин

1. По характеру ввода рабочего агента
прямая закачка;
обратная закачка;
2. По количеству колонн НКТ
однорядный подъемник;
двухрядный подъемник;
полуторарядный подъемник (лифт Саундерса).
3. По типу используемой энергии рабочего агента
компрессорный;
бескомпрессорный.
4. По используемому глубинному оборудованию
беспакерная система;
пакерная система;
система с использованием пусковых и раб-го клапанов;
система, когда газ вводится в подъемник через башмак НКТ (отсутствуют пусковые и рабочий клапаны).

Принципиальные схемы газлифтных скважин

а — однорядный подъемник;
б — двухрядный подъемник;
в — полуторарядный подъемник;
г — однорядный подъемник с перепускным клапаном и
пакером;
д — двухрядный подъемник с камерой накопления;
е — двухрядный подъемник с камерой накопления и дополнительным обратным клапаном на подъемнике;
ж — однорядный подъемник с камерой накопления, перепускным клапаном и пакером;
1 — обсадная колонна;
2 — подъемник;
3 -НКТ;
4 — хвостовик;
5 — перепускной клапан;
6 — пакер;
7 — обратный клапан (отсекатель скважины);
8 — камера накопления;
9 — обратный клапан на подъемнике

широко используется при эксплуатации скважин с нормальными условиями (в продукции отсутствуют механические примеси);
при хорошем качестве рабочего агента и его подготовке (в газе отсутствуют корродирующие компоненты, механические примеси, низкое влагосодержание).
В противном случае при прямой закачке возможна коррозия не только подъемника (который при необходимости может быть заменен на новый), но и обсадной колонны (замена которой невозможна).

Недостатки однорядного подъёмника

возможность образования песчаной пробки на забое вследствие недостаточной для выноса песка скорости восходящего потока в интервале «забой—башмак»;
высокое пусковое давление, т.к. необходимо оттеснять уровень жидкости в затрубном пространстве при пуске скважины до башмака подъемника;
возможность работы подъемника с пульсациями.

Преимущества однорядного подъемника

Низкая металлоемкость;
Простота и невысокая стоимость подземного ремонта (в сравнении с другими схемами газлифтных подъемников).
Возможность применения для эксплуатации скважин с широким диапазоном дебитов, т.к. возможно регулирование работы скважины изменением диаметра подъемника, что затруднено или даже невозможно при других схемах газлифта.

При такой конструкции в скважину спускают два ряда труб: внешний — большего диаметра (воздушные трубы) и внутренний—подъемник меньшего диаметра.
предназначен для эксплуатации скважин с определенными осложнениями (пескообразование);
Если продукция скважины представлена коррозионно-активными компонентами;
В случае недостаточно высокого качества подготовки закачиваемого газа (повышенное влагосодержание газа и содержание в нем корродирующих компонентов).

нижняя часть воздушных труб компонуется из труб меньшего диаметра (хвостовик);
создаются лучшие условия выноса песка и предотвращается образование на забое песчаной пробки;
металлоемкость меньше, чем двухрядного;
невозможно из-за наличия хвостовика увеличивать глубину спуска подъемника;

Однорядный подъемник с пакером и перепускным клапаном

Предназначен для периодической эксплуатации работающих без осложнений скважин.

Принцип работы
Давление под обратным клапаном 7 со стороны скважины больше давления над обратным клапаном 7 со стороны подъемника 2 и клапан 7 открывается.
Продукция из пласта поступает в подъемник 2, вследствие чего уровень жидкости в нем растет.
Вместе с этим растет и давление на сильфон перепускного клапана, который срабатывает от давления в подъемнике.
В затрубном пространстве действует давление закачиваемого газа.
При достижении заданного перепада давлений (между давлением газа в затрубном простран­стве и давлением жидкости в подъемнике) перепускной клапан открывается, газ поступает в подъемник, обратный клапан 7 закрывается, и происходит выброс накопившейся жидкости из подъемника на поверхность. Перепад давлений на сильфон снижается, и перепускной клапан закрывается.
Под действием давления у башмака подъемника обратный клапан 7 открывается, и жидкость из скважины поступает в подъемник, приводя к росту уровня жидкости в нем.

Двухрядный подъемник с камерой накопления

Отличается от классического двухрядного подъемника наличием в нижней части камеры накопления 8, к которой прикреплен хвостовик 4.
В месте крепления хвостовика к камере накопления размещен обратный клапан 7.
Когда в межтрубном пространстае (между колоннами 2 и 3) и в подъемнике 2 нет давления закачиваемого газа, клапан 7 открывается и жидкость из скважины поступает в камеру накопления и поднимается в подъемник и межтрубное пространство.
После подъема уровня жидкости на расчетную величину расположенный на устье автомат подачи газа в соответствии с заданной программой включается, и сжатый газ подается в межтрубное пространство.
Обратный клапан 7 закрывается, отсекая накопившийся объем жидкости.
Поступающий через башмак в подъемник газ выбра­сывает жидкость на поверхность, давление газа падает, и автомат подачи газа отсекает его подачу.
Открывается обратный клапан 7, и цикл повторяется.

Схема периодического газлифта

а-накопление жидкости
б-откачка
газлифт с камерой замещения

Источник