Способ эксплуатации скважин называется газлифтным при котором

Фонтанный и газлифтный способы добычи нефти

После того как скважина пробурена и освоена, необходимо начать добывать из нее нефть. Хотя нужно отметить, что не из всех даже эксплуатационных скважин добывается нефть. Существуют так называемые нагнетательные скважины. В них наоборот закачивается, только не нефть, а вода. Это необходимо для эксплуатации месторождения в целом. Об этом мы поговорим попозже.

Наверное, у многих из Вас отложились в памяти кадры из старых советских фильмов о первых добытчиках сибирской нефти: буровая установка, сверху бьет фонтан, кругом бегают радостные люди и умываются первой нефтью. Нужно отметить, что с того времени много что изменилось. И если сейчас возле буровой вышки появится фонтан нефти, то возле нее будет бегать много людей, но только они не станут радоваться, а больше будут озабочены тем, как предотвратить этот экологически вредный выброс. В любом случае то, что было показано на экране – это нефтяной фонтан. Нефть находится под землей под таким давлением, что при прокладке к ней пути в виде скважины она устремляется на поверхность. Как правило, фонтанируют скважины только в начале своего жизненного цикла, т.е. сразу после бурения. Через некоторое время давление в пласте снижается и фонтан иссякает. Конечно, если бы на этом прекращалась эксплуатация скважины, то под землей оставалось бы более 80% нефти.

В процессе освоения скважины в нее опускается колонна насосно-компрессорных труб (НКТ). Если скважина эксплуатируется фонтанным способом, то на поверхности устанавливают специальное оборудование – фонтанную арматуру.

Не будем разбираться во всех деталях этого оборудования. Отметим только, что это оборудование необходимо для управления скважиной. С помощью фонтанной арматуры можно регулировать добычу нефти – уменьшать или совсем остановить.

После того, когда давление в скважине уменьшится, и скважина начнет давать совсем мало нефти, как посчитают специалисты, ее переведут на другой способ эксплуатации.

При добыче газа фонтанный способ является основным.

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.

Рисунок 13.2.

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 (см. рис. 13.2).

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 (см. рис. 13.2,а), а во втором — однорядный подъемник центральной системы (см. рис. 13.2,б).

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 (см. рис. 13.2,в). 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 (см. рис. 13.2,г).

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 (см. рис. 13.2,д), 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

Газлифтный способ эксплуатации скважин

Существует несколько способов механизированной эксплуатации скважин.

Газлифтный способ обеспечивает подъем пластовой жидкости на поверхность с помощью газа, который подается компрессором в колонну труб в зону добычи.

Если в кольцевое пространство между колонной подъемных труб и эксплуатационной колонной подать газ, то после вытеснения жидкости из кольцевого пространства газ в виде пузырьков начнет поступать в центральную колонну подъемных труб и двигаться по ней вверх. При этом уровень жидкости начнет подниматься вверх по двум причинам:

— удельный вес полученной смеси жидкости и газа будет уменьшаться;

— движущиеся вверх, расширяющиеся пузырьки газа увлекают за собой жидкость.

Изменяя глубину спуска подъемных труб, давление подаваемого газа и его расход, можно обеспечить подъем пластовой жидкости пузырьками газа на поверхность.

Газ может подаваться не только по кольцевому пространству, но и по центральной трубе. В этом случае газожидкостная смесь будет подниматься по кольцевому пространству, что не меняет принципа.

Если в качестве рабочего агента подается газ — способ эксплуатации называется газлифтом, если воздух — эрлифтом.

Существуют ситуации, когда в нефти растворен газ, создающий давление выталкивающее нефть к устью. В этом случае система имеет название — бескомпрессорный газлифт. Данный вид эксплуатации работает по принципу открытой бутылки с газировкой, он описан в режимах залежи.

Для пуска газлифтной скважины надо создать давление газа, обеспечивающее снижение уровня жидкости в кольцевом пространстве до башмака подъемной колонны. Это давление (пусковое) значительно превышает давление, необходимое для установившегося режима работы газлифта. Первоначально, для пуска газлифтгой скважины применяли специальные пусковые компрессоры высокого давления, которые соединялись со скважинами специальными трубопроводами, сейчас используются пусковые клапаны, устанавливаемые на колонне подъемных труб для ступенчатого аэрирования столба жидкости.

Часто скважину перед пуском в эксплуатацию фонтанным способом оснащают газлифтным оборудованием, а вместо пусковых клапанов устанавливают их макеты — детали, имеющие размеры клапанов и обеспечивающие герметизацию отверстий, соединяющих внутреннюю и наружные полости подъемных труб. После истощения энергии пласта и прекращения фонтанирования макеты заменяют клапанами, а скважину переводят на газлифтную эксплуатацию.

Источник

ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ

Способ эксплуатации нефтяных скважин, при котором подъем жидкости из пласта на поверхность осуществляется сжатым газом, нагнетаемым в колонну подъемных труб через башмак или через клапаны, называется газлифтным.

Для подъема жидкости сжатым газом в скважине необхо­димы два канала:

1) для подачи газа;

2) для подъема на повер­хность жидкости.

В зависимости от числа рядов труб, спуска­емых в скважину, их взаимного расположения и направления движения газа и газонефтяной смеси применяют газовые подъемники (газлифты) различных типов и систем.

Если в качестве рабочего агента служит воздух, систему называют воздушным подъемником или эрлифтом. Иногда в качестве рабочего агента для газового подъемника использу­ют газ из газовых пластов с высоким давлением. В этом случае система называется бескомпрессорным газлифтом.

Для создания газового подъемника в скважину спускают насосно-компрессорные трубы, которые применяют при фон­танной эксплуатации. По числу спускаемых труб подъемники бывают однорядными и двухрядными, а по направлению ра­бочего агента различают кольцевую и центральную систему. Системы газовых подъемников приведены на рис. 3.4.

В кольцевом однорядном подъемнике (рис. 3.4, а) сжа­тый газ нагнетается в затрубное пространство между экс­плуатационной колонной и колонной подъемных труб, а газонефтяная смесь направляется на поверхность по подъем­ной колонне.

В однорядном подъемнике центральной системы (рис. 3.4, б) рабочий агент нагнетается в эксплуатационную колонну, а газонефтяная смесь поднимается по затрубному пространству.

Двухрядные подъемники кольцевой системы показаны на рис. 3.4, в и г. Сжатый газ нагнетается в скважину через кольцевое пространство между наружным и внутренним ряда­ми труб, а газожидкостная смесь поднимается по внутренним трубам. На рис. 3.4, г изображен ступенчатый вариант двухрядного подъемника, в котором наружный ряд составлен из труб разного диаметра с целью уменьшения общего веса труб. На устье газлифтной скважины устанавливают арматуру, которая предназначена для тех же целей, что и на фонтан­ных скважинах, т. е. для подвески спущенных в скважину труб, герметизации межтрубных пространств, направления продукции скважины в выкидную линию, а сжатого газа в скважину.

Для выполнения операций по пуску и эксплуатации сква­жин, а также операций, связанных с ликвидацией осложне­ний в процессе эксплуатации, устье скважины обвязывают с выкидными линиями и воздухопроводом. Перекрытием со­ответствующих задвижек сжатый газ направляется или в подъемные трубы, или в кольцевое пространство между тру­бами наружного ряда и подъемными трубами. Наиболее простая обвязка устьевого оборудования газлифтной сква­жины дана на рис. 3.5.

Процесс пуска газлифтной скважины в эксплуатацию со­стоит в вытеснении жидкости воздухом (газом) из труб на­ружного ряда и в подводе нагнетаемого воздуха к нижнему концу подъемных труб или к рабочему отверстию на этих трубах для разгазирования столба жидкости в них. Макси­мальное давление при пуске газлифтной скважины в эксплу­атацию (пусковое давление) будет в тот момент, когда жидкость в скважине оттеснится сжатым газом до места ввода его в подъемные трубы. Это давление может быть самым различным в зависимости от системы газлифта, глубины скважины, статического уров­ня жидкости в ней, а также от плотности жидкости и дру­гих условий. Наиболее высо­кое пусковое давление дости­гается в однорядном лифте кольцевой системы при пода­че газа в подъемные трубы через их башмак.

	Рис. 3.4. Системы газовых подъемников
	Рис. 3.5. Схема обвязки устья газлифтной скважины

При определенных услови­ях (существенная разница в диаметрах эксплуатационной колонны и подъемных труб, большая глубина скважины, невысокий столб жидкости до статического уровня) пусковое давление может достигать гид­ростатического давления жид­кости в скважине в точке вво­да газа в подъемные трубы:

где р_пуск— пусковое давле­ние, ПА;

ρ — плотность жид­кости, кг/м 3 ;

g — ускорение свободного падения;

L — расстояние от устья до ввода газа в подъемные трубы.

Современная технология газлифта базируется на одно­рядных подъемниках кольцевой системы, оборудованных пус­ковыми и рабочими клапанами и пакером на конце подъем­ных труб (рис. 3.6). Назначение пакера — разобщение призабойной зоны скважины от затрубного пространства с це­лью обеспечения более плавной (без пульсаций) работы сква­жины. Клапаны — приспособления, посредством которых устанавливается или прекращается связь между межтруб­ным пространством скважины и подъемными трубами. Ши­роко применяются дифференциальные клапаны различных конструкций, принцип действия которых основан на действии перепада давлений в затрубном пространстве и в подъемных трубах.

Пусковые дифференциальные клапаны, установленные на наружной стороне подъемных труб, спускают в скважину на расчетные глубины. При нагнетании газа уровень жидкости снижается в затрубном пространстве и повышается в подъем­ных трубах. Когда газ в затрубном пространстве достигнет уровня клапана и его давление превысит гидростатическое давление столба жидкости в подъемных трубах, он прорыва­ется через клапан в трубы и газирует жидкость, находящую­ся в них. Происходит частичный выброс жидкости, которая находится внутри труб выше клапана. После этого давление в трубах на уровне клапана начинает падать, что приводит к увеличению перепада давлений в затрубном пространстве и трубах. При определенном перепаде давлений клапан закры­вается. В этот момент уровень жидкости в затрубном про­странстве должен достигнуть следующего нижележащего кла­пана или башмака подъемных труб.

Для замены и регулировки клапанов, устанавливаемых на внешней поверхности подъемных труб, необходим подъем всей колонны труб. Этого можно избежать при установке клапанов в специальной камере, расположенной внутри подъем­ной колонны труб. Подъем и посадку клапанов можно осу­ществлять в процессе эксплуатации скважины. Скважину для газлифтной эксплуатации можно оборудовать после бурения и вскрытия эксплуатационного объекта насосно-компрессорными трубами с установленными между ними эксцентричны­ми камерами с глухими (ложными) клапанами. По окончании фонтанирования или снижения буферного давления эти кла­паны заменяют рабочими. Для уменьшения числа клапанов на газовоздушном подъемнике первый клапан следует уста­навливать на возможно большей глубине. Погружение перво­го клапана под уровень жидкости определяется по макси­мальному оттеснению уровня в затрубном пространстве, ког­да давление будет равно полному пусковому давлению.

Рабочее давление в действующей газлифтной скважине всегда меньше пускового, иногда в несколько раз. Это объяс­няется тем, что в процессе эксплуатации скважины давление сжатого газа в затрубном пространстве уравновешивает гид­ростатический столб в подъемных трубах газонефтяной сме­си с очень небольшой средней плотностью, а не жидкости, как при пуске скважины.

При компрессорной эксплуатации скважины на нефтя­ном месторождении необходимо предусмотреть одну или несколько компрессорных станций с установленными в них компрессорами — машинами, сжимающими газ или воздух до необходимого давления. Компрессоры применяют порш­невые двух- и трехступенчатые, газомоторные типа 8ГК, рассчитанные на давление до 5 МПа при производительно­сти 13 м 3 /мин.

Распределение по скважинам рабочего агента, поступаю­щего от компрессорных станций, осуществляется через газо­распределительные будки. В этом случае скважины делят на группы, в центре размещают будки с газораспределительны­ми батареями. От компрессорных станций рабочий агент подается к газораспределительным батареям по трубопрово­дам высокого давления.

Каждая скважина соединена с газораспределительной ба­тареей самостоятельным газопроводом небольшого диаметра (обычно 48 — 60 мм). Каждая распределительная будка питает газом до 20 и более скважин. На большинстве промыслов в настоящее время регулирование распределения сжатого газа по скважинам автоматизировано.

При компрессорной эксплуатации, когда в качестве рабо­чего агента применяется нефтяной газ, движение его на про­мысле происходит по замкнутому циклу: компрессорная стан­ция — газораспределительная батарея — скважина — сбор­ная сепарационная установка (трап) — газоотбензинивающая установка — компрессорная станция.

На газоотбензинивающей установке газ освобождается от тяжелых углеводородов (газового бензина) и осушенный по­ступает на прием компрессора. Избыток газа отводится из системы и используется как топливо.

Для извлечения из скважин заданного количества нефти или жидкости необходимо подобрать диаметр подъемных труб, глубину их спуска, число и месторасположение глу­бинных клапанов и рассчитать потребное количество рабо­чего агента.

При газлифтной эксплуатации наиболее часто применяют трубы диаметрами 60 и 73 мм, а для высокодебитных сква­жин — 89 или 114 мм.

Глубину спуска колонны подъемных труб и местоположе­ние глубинных клапанов определяют расчетным путем.

В тех скважинах, где по геологическим условиям возможен боль­шой или неограниченный отбор жидкости, длину подъемника принимают наибольшей, т. е. подъёмные трубы с рабочим клапаном на конце спускают на максимальную глубину — до фильтра.

После пуска скважины в эксплуатацию устанавливают технологический режим её работы, т. е. определяют количество газа, которое нужно подавать в скважину для получения заданного дебита нефти.

При низких пластовых давлениях и низких статических уровнях вследствие высокого удельного расхода газа приме­нение газового подъемника с постоянной подачей газа в скважину нецелесообразно. В этих случаях применяют пери­одическую эксплуатацию, сущность которой состоит в том, что газ нагнетается в скважину не непрерывно, а периоди­чески через определенные промежутки времени по мере на­копления в скважине нефти.

Если на каком-либо месторождении или вблизи от него имеются газовые пласты с высоким пластовым давлением, энергию этого газа можно использовать для подъема жидко­сти в нефтяных скважинах. Такой способ добычи нефти на­зывается бескомпрессорным газлифтом. Бескомпрессорная газлифтная установка в целом отличается от компрессорной отсутствием компрессорной станции (со всеми узлами и аг­регатами), наличием источника природного газа высокого дав­ления и отсутствием тех или иных устройств для борьбы с гидратообразованием в газовых коммуникациях.

Источник