Плунжер лифтный способ добычи
ВАРИАНТЫ ПРИМЕНЕНИЯ
1. Удаление жидкостей из газовых скважин
2. Добыча нефти с высоким газовым фактором
3. Удаление парафина и гидратов
4. Увеличение производительности пульсирующих газлифтных скважин
ПРЕИМУЩЕСТВА
1 Низкие первоначальные затраты
2 Малые затраты на содержание
3 Отсутствие внешнего источника энергии, необходимого при использовании большинства других методов
ОПИСАНИЕ
Основой плунжерного лифта является использование свободного движения поршня, являющегося механическим разделителем фаз между пластовым газом и добываемой жидкостью, что значительно увеличивает производительность скважины.
Типичная установка состоит из комплекта стоп-якоря и амортизатора, установленного в колонне НКТ, а также лубрикатора и захвата, которые установлены на поверхности и служат амортизатором в верхней точке хода плунжера. Плунжер может двигаться по колонне НКТ между нижним стоп-якорем и лубрикатором. В дополнение к системе поставляется контроллер (по времени и или по давлению) и пневматический клапан, который открывает или закрывает линию.
ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ
Для работы системы необходимо вначале закрыть выкидную линию, что позволяет пластовому газу накопиться в затрубном пространстве, вследствие естественной сепарации. Затрубное пространство в этом случае является резервуаром, в котором накапливается этот газ. Когда давление в затрубье нарастает до определенной величины, выкидная линия открывается. Быстрый переход газа из затрубья во внутрь НКТ и дополнение к давлению пластового газа мгновенно создает высокую скорость, что вызывает перепад давления между плунжером и жидкостью, и движение плунжера вверх вместе с жидкостью, накопившейся в колонне НКТ сверху него. При отсутствии плунжера, обеспечивающего механическое разделение фаз, только небольшая порция жидкости дошла бы до поверхности.
Источник
Плунжерный лифт
Среди методов механизированной добычи реже всех используется плунжерный лифт. Он применяется менее чем в одном проценте всех скважин с механизированной добычей. Чаще всего его используют в ситуациях, когда имеется некоторый естественный поток. Тем не менее на некоторых скважинах этот метод особенно удобен, в частности в скважинах с высоким газовым фактором или в газовых скважинах с низким забойным давлением и низкой производительностью. В таких скважинах скорость тока по насосно-компрессорной колонне слишком мала, чтобы выносить флюиды на поверхность. В насосно-компрессорной колонне происходит разделение: скважина заполняется жидкостью и перестает течь. При плунжерном лифте используется плунжер, который движется вверх и вниз по насосно-компрессорной колонне. Внутри плунжера имеется перепускной клапан, открывающийся по достижении верха насосно-компрессорной колонны и закрывающийся при ударе о ее дно (рис. 10.9). Посадка плунжера в насосно-компрессорной колонне снижает обратный проскок жидкости сквозь газ, т.е. подгоняет ее, как показано на рис. 10.10.
Плунжерный подъем применяется для продления срока эксплуатации нефтяных и газовых скважин, где для добычи используется собственная энергия скважины. Тем не менее с пакером, всасывающим клапаном и установкой периодического газлифта плунжерный подъемник может также использовать внешний источник газа, это позволяет достичь лучших результатов, чем одна только газлифтная установка периодического действия. Плунжерный подъем применяется и на скважинах, где добыче мешают отложения парафина, соли или осадок на стенках насосно-компрессорной колонны. Работа плунжера в насосно-компрессорной колонне помогает удалить эти отложения прежде, чем они нарастут до такой степени, что будут мешать добыче.
Рис. 10.9. Основные части плунжерного подъемника
Рис. 10.10. Цикл работы плунжерного подъемника: а— скважина закрыта с маленьким поверхностным давлением, плунжер держится в ловушке, перепускной клапан открыт; б— скважина закрыта, давление нарастает, плунжер выпущен с открытым клапаном, жидкость накапливается на дне насосно-компрессорной колонны; в — скважина закрыта, плунжер ударяется о дно, жидкость оказывается над плунжером; г — скважина открыта, плунжер с грузом жидкости поднимается под действием расширяющегося газа, перепускной клапан закрыт; д — скважина открыта, плунжер сталкивается с крышкой, ловушка срабатывает, перепускной клапан открывается. Далее скважина закрывается и цикл повторяется
Источник
Опытно-промысловые испытания плунжерного лифта на Восточном участке Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения
27 Марта 2018 В.В. Ульянов, к.ф.-м.н., А.Е. Кучурин, Е.А. Кибирев, А.Ю. Грызунов, А.М. Дунаев
На Восточном участке Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения основным способом эксплуатации добывающих скважин является газлифт. Данный участок представлен трещиноватым коллектором, характеризующимся низкой проницаемостью матрицы. Газлифтный способ эксплуатации скважин обусловлен высоким газовым фактором. Часть скважин газлифтного фонда работает неэффективно вследствие возникновения снарядного режима течения жидкости в НКТ из-за прорывов газлифтного газа. Мировой опыт показывает, что для оптимизации эксплуатации таких скважин успешно применяется плунжерный лифт.
Кроме того, при эксплуатации скважин с использованием плунжерного лифта решается задача предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) на стенках лифтовой колонны. Основным способом борьбы с АСПО является фрезерование с помощью скребков, спускаемых на проволоке. По значительной доле фонда скважин межочистной период составляет от 1 до 7 сут. В межсезонье некоторые участки месторождения недоступны для транспорта. В этот период особенно актуально применение автономной технологии для борьбы с АСПО.
Технология использования плунжерного лифта основана на свободном движении поршня, являющегося механическим разделителем добываемой жидкости и нагнетаемого газа. Применение технологии возможно в искривленных и наклонно направленных скважинах. При правильном выборе оборудования плунжерый лифт позволяет эффективно бороться с песком и предотвращать образование АСПО. Данная технология получила распространение за рубежом, однако в России применяется редко.
Задачей опытно-промысловых испытаний (ОПИ) оборудования в условиях Восточного участка Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения является подтверждение надежности конструкции, технологической и экономической эффективности оборудования. Поставщик оборудования – компания ООО «Лифт Ойл».
Для определения эффективности технологии были приняты следующие ключевые показатели эффективности (КПЭ):
– снижение удельного расхода газлифтного газа минимум на 10 %;
– увеличение дебита нефти на 5 %;
– автономная борьба с АСПО.
На рис. 1 представлена схема компоновки оборудования для эксплуатации скважины с применением плунжерного лифта.
Рис. 1. Схема компоновки оборудования для скважины, эксплуатируемой с применением плунжерного лифта
1 – лубрикатор с ловушкой для извлечения плунжера на про- филактику и амортизатора для компенсации ударных нагрузок плунжера; 2 – контроллер управляющего режимом работы мо- торного клапана с интерфейсом управления; 3 – моторный клапан контролирующего расход газа; 4 – мандрель; 5 – плун- жер, обеспечивающий разделение газовой и жидкой фаз в скважине; 6 – скважинный якорь, ограничивающий перемеще- ние плунжера в скважине с амортизационной пружиной; 7 – пакер
Для испытания технологии была выбрана скв. 1, осложненная АСПО. Показатели эксплуатации скв. 1 до и после применения технологии представлены в таблице. В скважине с помощью канатной техники установили скважинный якорь с амортизационной пружиной на глубине 1720 м, провели монтаж наземного оборудования. Пуск скважины осуществили 20.10.16 г. по следующей программе: 5 мин – подача газлифтного газа, 55 мин – период ожидания. Подъем плунжера с глубины 1720 м до устья произошел за 7 мин. На текущем режиме наблюдались прорывы газа на устье. После этого оптимизировали режим работы: 8 мин – подача газлифтного газа, 120 мин – период ожидания.
В процессе испытаний выявлено нарушение работы моторного клапана, для управления которого применяется газлифтный газ. Так как газ в систему газлифтных газопроводов частично подается из скважин-доноров без какойлибо подготовки, он содержит значительное количество жидкой фазы. Она оказала негативное влияние на работоспособность моторного клапана и привела к отказу всей системы плунжерного лифта. Для обеспечения работоспособности оборудования «сырой» газлифтный газ заменили на инертный – азот. Средний расход азота составил 4–5 л/сут. Баллон с газом объемом 40 л обеспечивал непрерывную работу в течение 8–10 сут. Применение азота позволило исключить отказ моторного клапана.
После нормализации работы моторного клапана установили следующий технологический режим: 5 мин – подача газлифтного газа, 150 мин – период ожидания. Среднее время подъема плунжера на устье составило 5–7 мин. Из-за комбинированной конструкции НКТ плунжер останавливался в верхних НКТ большего диаметра, не достигая лубрикатора. Извлечение плунжера для проведения профилактического осмотра выполнили с помощью канатной техники. Общий вид плунжера (модель 1) представлен на рис. 2.
Рис. 2. Общий вид плунжера (модель1)
Плунжер состоит из корпуса 2, с двух сторон которого накручены головка 1 и наконечник 7. Последние фиксируют и ограни чивают ход плашек 3, расположенных на тол ка теле 4 и подпружиненных пружинами 6. На плашках выполнены пазы для очистки стенок НКТ от парафиновых отложений. В тол кателе и головке движется шток 5, на нижний конец навернут хвостовик 8 с двумя пазами фиксации. Фиксация происходит при помощи подпружиненного пружиной 9 шарика 10. Через гайку 11 хвостовик соединен с тягой 12. Тяга проходит внутри удлиняющих труб 13, которые соединены муфтой 14. Ниже на трубе смонтирована сборка, аналогичная вышеописанной, оканчивающаяся нижним наконечником 15. Внизу плунжера за торец наконечника выступает часть нижнего штока 16.
Для проведения гидродинамических исследований скв. 1 остановили 22.11.16 г. При извлечении плунжера получили посадку инструмента на глубине 12 м. Извлеченный плунжер массой 23 кг был деформирован (рис. 3) изза многократных ударов об амортизатор. В результате проведенных ловильных работ извлечены три плашки плунжера, в скважине остались три плашки, пять толкателей и наконечник. Неизвлеченные части плунжера находятся на скважинном якоре с амортизатором на глубине 1720 м.
За время проведения ОПИ не зафиксировано остановок скважины вследствие образования АСПО в НКТ. До применения плунжерного лифта их очистку проводили 7 раз в месяц. Несмотря на отрицательные результаты испытаний из-за конструктивной недоработки плунжера, получен прирост дебита жидкости, снижен расход газлифтного газа и не требовалась обработка по депарафинизации НКТ.
По результатам ОПИ в скв. 1 было принято решение доработать конструкцию плунжера и продолжить испытания. Общий вид плунжера (модель 2) представлен на рис. 4. Масса модернизированного плунжера составляет 14 кг. После внесения изменений в конструкцию в апреле 2017 г. были проведены испытания в трех скважинах, результаты которых приведены в таблице.
Скв. 2 оснащена комбинированной компоновкой НКТ. Верхняя секция включает две трубы диаметром 89 мм, нижняя (расчетной длины) – трубы диаметром 73 мм.
Режим работы – периодический. Скважинный якорь установлен на глубине 1780 м. В процессе эксплуатации наблюдались скопления АСПО в НКТ диаметром 89 мм, которые препятствовали движению плунжера вниз. Для продолжения эксплуатации требовалось проведение тепловых обработок фонтанной арматуры и НКТ. Наработка плунжерного лифта составила 75 сут, затем оборудование было извлечено и переставлено в скв. 3.
Скв. 3 оснащена равнопроходными НКТ диаметром 73 мм. Режим работы – постоянный. Скважинный якорь установлен на глубине 1720 м. Скважина отработала 16 сут, после в процессе проведения гидродинамических исследований была обнаружена поломка штока плунжера, соединяющего верхний и нижний сегменты. Поломка произошла под воздействием изгибающего момента, возникающего при перемещении плунжера из НКТ диаметром 73 мм в ствол фонтанной арматуры диаметром 80 мм. После доработки конструкции плунжера – усиления мест сочленения штоков с секциями и муфтой – проблема была устранена.
Из-за разных диаметров фонтанной арматуры и НКТ периодически наблюдался недоход плунжера до лубрикатора. Кроме того, в фонтанной арматуре периодически скапливались АСПО, что препятствовало движению плунжера вниз. Периодические тепловые обработки позволили решить эту проблему. Текущая наработка плунжерного лифта составила 80 сут.
Скв. 4 была введена после ремонта: выполнена смена подвески НКТ. Скважина оснащена равнопроходными НКТ диаметром 73 мм. Режим работы – постоянный. Скважинный якорь установлен на глубине 1800 м. После выхода на стабильный режим внеплановые остановки скважин отсутствуют. За время испытания не требовалось проведения обработок для ликвидации АСПО. Текущая наработка плунжерного лифта в скв. 4 составила 167 сут.
Опытно-промысловые испытания плунжерного лифта показали эффективность его применения в низкодебитном газлифтном фонде скважин, эксплуатирующихся как в периодическом, так и в постоянном режимах. Максимальный эффект достигнут в скважинах, оснащенных равнопроходными НКТ. Установка и извлечение оборудования выполняются без глушения скважины с помощью канатной техники. Дополнительным преимуществом технологии является также возможность автономного предотвращения образования АСПО в колонне НКТ.
Источник
Плунжер лифтный способ добычи
На производственной базе «Полтавской газонефтяной компании» (дочерняя компания британской JKX OIL&GAS), что в 70 км от Полтавы, прошла презентация новой для украинской нефтегазовой отрасли технологии под названием метод плунжерного лифта.
Метод плунжерного лифта давно и успешно внедряется на скважинах в Европе, в том числе и в соседней Румынии. Данная технология призвана решить проблему обводнения — весьма распространенную «болезнь» скважин.
Технология была представлена специалистами международной сервисной компании «Везерфорд Украина» при поддержке иностранных специалистов Weatherford International. Установка сис- темы проходила на одной из скважин «Полтавской газонефтяной компании», которая находится в 2-х км от производственной базы предприятия.
Посмотреть на установку оборудования и ознакомиться с работой новой технологии приехали представители добывающих компаний «Гео-Альянс», «Нефтегаздобыча», «Укрнеф- тебурение» и другие.
Время цикла поднятия и спуска плунжера зависит от многих параметров скважины, например, давления газа, количества воды, глубины и т.д. Плунжеры бывают разных видов, и, соответственно, стоимости, но принцип работы остается тот же – поднятие по стволу под давлением газа и выталкивание жидкости. Основные параметры работы плунжера — время цикличности и скорость поднятия.
Частота циклов (а также ряд других факторов) определяет долговечность работы плунжера, который обычно рассчитан на два-четыре месяца первоначальной эксплуатации. После этого времени необходимо проводить диагностику оборудования. Известны случаи, когда плунжер эксплуатируется годами с момента его установки.
Принцип работы плунжерного лифта простой, но, в тоже время, эффективный. В ствол скважины спускается оборудование, основные компоненты которого: трубный упор с двойными забойными ударными пружинами (эта деталь выполняет функцию амортизатора) и сам плунжер. Изначально плунжер опускается в скважину и находиться на трубном упоре, после того как накопился необходимый объем газа (достаточный для того, чтобы вытолкнуть на поверхность плунжер и жидкость) плунжер поднимается вверх по стволу, одновременно выдавливая накопившуюся воду. В надземной части скважины размещается улавливатель плунжера, лубрикатор, контроллеры и другие элементы системы. В целом, монтаж на поверхности не требует значительных дополнительных работ. Внутрискважинное оборудование опускается на проволоке с помощью канатной установки. В результате, основная часть времени уходит на дальнейшую настройку и оптимизацию работы системы.
Весь процесс контролируется датчиками, мониторинг которых можно производить, сидя за компьютером в офисе через беспроводную интернет—связь.
Для функционирования сис- темы даже нет необходимости проводить электричество, контрольно-измерительные приборы питаются от батареи, которая, в свою очередь, заряжается от солнечной панели, установленной прямо на скважине. Таким образом, после монтажа, работа и обслуживание оборудования обходятся в минимум затрат средств и времени.
Изначально «плунжер» использовался для депарафинизации нефтяных скважин. И уже позже данную технологию начали массово применять в борьбе против обводнения скважин. Сегодня это один из самых распространенных методов, помогающий эффективно справиться с обводнением, очисткой скважин от разного рода отложений, и механических примесей.
ПЕРСПЕКТИВЫ ДЛЯ УКРАИНЫ
Преимущество внедрения технологии плунжерного лифта — простота и быстрота установки, эффективность и относительно небольшая стоимость системы. По словам представителей «Везерфорд Украина», на производство и доставку оборудования уходит до 5 месяцев. Сама же установка и оптимизация его работы займёт около недели. Сроки указаны приблизительно, поскольку в каждом отдельном случае все зависит от условий и сложности реализации проекта. По меркам нефтегазовой отрасли применение системы плунжерного лифта на скважине является наиболее доступным среди всех методов механизированной добычи. Соответствующие затраты «под ключ» составляют менее 1% от стоимости бурения, беря в расчет продление работы скважины.
В то же время, существуют ограничения по применению данной технологии. Так, например, скважина должна давать определенный дебит газа, для того, чтобы вытолкнуть плунжер и скопившуюся жидкость. Для простоты запоминания – 1 000 м3 газа необходимо на каждый 1 м3 жидкости, чтобы поднять ее на 1 000 м. При наличии в скважине пакера, объем газа необходимо удвоить. В любом случае, по каждой скважине проводится ряд индивидуальных расчетов и симуляций. Существуют ограничения для внедрения технологии плунжерного лифта и по глубине – применяются, в основном, в скважинах до 3 000 м., но есть и исключения. Так для более глубоких, а также для наклонно-направленных скважин, или для скважин с разными диаметрами ствола требуется использование нескольких плунжеров одновременно.
Метод плунжерного лифта имеет большие перспективы для внедрения в Украине. Незначительная энергия, необходимая для интенсификации добычи, делает системы плунжерного лифта экономически очень выгодными в большинстве случаев их использования – как в газовых, так и в высокодебитных нефтяных скважинах. Высокая коррозионная стойкость и устойчивость к воздействию газов делает эти системы идеальным инструментом для повышения производительности, особенно в газожидкостных скважинах. Компания Weatherford предоставляет своим клиентам полный перечень взаимозаменяемых деталей, таких как плунжеры, отбойные пружины, лубрикаторы, регуляторы и вспомогательное оборудование, целое семейство наземных управляющих устройств, работающих с помощью запатентованного программного обеспечения (ПО) CEO™, контроллеры,
которые могут работать
периодически или как полностью автоматизированная замкнутая система управления.
В компании «Везерфорд Украина» надеются, что установка пилотной системы для «Полтавской газонефтяной компании» станет хорошим примером эффективного использования технологии, что позволит увеличить добычу и другим нефтегазодобывающим компаниям.
Редакция издания «Нефть и газ Украины» выражает благодарность «Полтавской газонефтяной компании» и «Везерфорд Украина» за возможность ознакомиться с работой метода плунжерного лифта непосредственно на скважине.
Источник
