H000527 Курсовая работа Оборудование для эксплуатации скважин газлифтным способом

Оглавление

Введение 3

Оборудование газлифтных скважин 3

Принцип действия и область применения 3

Типы газлифта 3

Наземное оборудование. Компрессорная станция 3

Внутрискважинное оборудование 3

Скважинные камеры 3

Инструмент для канатных работ в газлифтной скважине 3

Заключение 3

Используемая литература 3

Введение

Подъем по скважине нефти, газа, воды, конденсата или их смеси, а также нагнетание в пласт воды, газа, теплоносителя происходит с использованием оборудования, одна часть которого спущена в саму скважину, а другая часть находится  на поверхности, т. е. на устье, например, фонтанная арматура, или на прискважинной площадке — манифольд.

Существуют три основных способа добычи нефти, а именно: фонтанный, газлифтный и насосный. На сегодняшний день для добычи нефти этими способами разработаны и широко применяются соответствующие виды оборудования, для эксплуатации скважин: фонтанным способом, бескомпрессорным и компрессорным газлифтом, штанговыми скважинными насосами с механическим или гидравлическим приводом, бесштанговыми насосами — гидропоршневыми, центробежными и винтовыми электронасосами.

Соотношение использования этих видов перечисленного оборудования в разных регионах и странах очень различается. В России, например, больше 70 % всех нефтяных скважин эксплуатируются штанговыми насосами, меньше 20 % — бесштанговыми и порядка 10%—фонтанным и газлифтным способами.

Оборудование газлифтных скважин

Принцип действия и область применения

Газлифт применяется в следующих типах скважин: высокодебитные скважины с большими забойными давлениями, песочные (содержащие в продукции песок) скважины, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, а также скважины, которые эксплуатируются в труднодоступных условиях, вызванных затопляемостью, паводками, болотами и другими факторами. Газлифт отличается достаточно высокой технико-экономической эффективностью, простотой обслуживания скважин и регулирования работы и отсутствием в скважинах каких-либо механизмов и трущихся деталей.

Газлифтная скважина - это по существу та же фонтанная скважина, в которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ подводится с поверхности по специальному каналу. По колонне труб газ с поверхности подается к башмаку. Там он перемешивается с жидкостью и образует ГЖС, которая в свою очередь поднимается на поверхность по подъемным трубам. Газ, который закачивают, добавляется к выделяющемуся из пластовой жидкости газу. В результате смешения газа с жидкостью образуется газожидкостная смесь с такой плотностью, при которой давления, имеющегося на забое скважины, оказывается достаточно для подъема жидкости на поверхность. Все понятия и определения, которые изложены в теории движения газожидкостных смесей в вертикальных трубах, в полной мере применимы к газлифтной эксплуатации скважин и являются ее теоретической основой.

Для работы газлифтных скважин применяется углеводородный газ, который сжимают до давления 4 -10 МПа. Обычно источниками сжатого газа бывают специальные компрессорные станции или компрессорные газоперерабатывающих заводов, которые развивают требуемое давление и обеспечивают необходимую подачу. Такая система газлифтной эксплуатации называется компрессорным газлифтом. Если в системе для газлифта используют природный газ из чисто газовых либо газоконденсатных месторождений, то она называется бескомпрессорным газлифтом.

При бескомпрессорном газлифте природный газ доставляется до места расположения газлифтных скважин и обычно проходит предварительную подготовку на специальных установках. Эта подготовка заключается в отделении конденсата и влаги, а в некоторых случаях и в подогреве этого газа перед распределением по скважинам. Также применяя дросселирование через одну или несколько ступеней штуцеров понижается избыточное давление.

Также стоит отметить, что существует система газлифтной эксплуатации, называющаяся внутрискважинным газлифтом. В таких системах источником сжатого газа является газ газоносных пластов, которые залегают  либо выше, либо ниже пласта, насыщенного нефтью. Оба пласта вскрываются общим фильтром. В таких случаях газоносный горизонт отделяется от нефтеносного пласта одним либо двумя пакерами (снизу и сверху), и газ попадает в трубы через штуцерное устройство, которое дозирует  количество поступающего в НКТ газа.

Газлифт, находящийся внутри скважины, исключает необходимость предварительной подготовки газа, но в то же время вносит определенные трудности в регулировку работы газлифта. Несмотря на это, этот способ оказался эффективным средством эксплуатации добывающих скважин на нефтяных месторождениях Тюменской области, в которых над нефтяными горизонтами залегают газонасыщенные пласты с достаточными запасами газа и давления для устойчивой и продолжительной работы газлифта.

Типы газлифта

По числу спускаемых рядов труб подъемники подразделяются на два вида, а именно: однорядные и двухрядные. По направлению нагнетания рабочего агента подразделяются на кольцевые и центральные. Недостатком последней является следующее: если в жидкости имеется песок, то выступающие муфты труб стачиваются, в результате этого может произойти обрыв труб; при содержании в нефти парафина или при большой концентрации солей последние откладываются на стенках колонны. В результате чего уменьшается диаметр колонны. Из-за этого чаще всего используют подъемники кольцевой системы.

Также газлифты подразделяются на непрерывный и периодический. Под непрерывным газлифтом будем иметь в виду такой способ добычи жидкости, при котором газ непрерывно подается в скважину. А под периодическим газлифтом будем подразумевать способ с периодической подачей газа.

В настоящее время существуют разнообразные варианты оборудования скважин при непрерывном газлифте. Газ может подаваться к башмаку как по кольцевой системе между двумя рядами труб (рис. 1, а) или между обсадной колонной и фонтанными трубами (рис. 1, б), так и по центральной системе (центральным трубам). Для каждой конкретной скважины выбирают какой-то определенный способ.

Рисунок 1. Газлифты: а — полуторарядный; б — однорядный с рабочими муфтами; в — однорядный с газлифтными клапанами; г — трехрядный; д - двухрядный.

 В практике обычно встречается двухрядный подъемник кольцевой системы, имеющий ступенчатую нагнетательную колонну: в нижней части - меньшего диаметра, а в верхней – большего. Если сравнивать его с обычным двухрядным подъемником, то он намного дешевле. К главным его плюсам относятся значительное уменьшение веса труб первого ряда и улучшенные условия для осуществления выноса песка с забоя. Также у такого подъемника имеются и минусы, к которым относится невозможность увеличения погружения подъемных труб. Однако стоит отметить, что двухрядный подъемник - сооружение достаточно металлоемкое, а поэтому является очень дорогим. Его применение будет оправданным только в том случае, если герметичность обсадной колонны отсутствует, так как это будет вынужденной мерой. Одной из разновидности двухрядного подъемника является полуторорядный (рис. 1, а). В нем трубы первого ряда имеют хвостовую часть (ниже башмака второго ряда), состоящуюю из труб меньшего диаметра. Это способствует экономии металла, значительно уменьшает металлоемкость данной конструкции, способствует увеличению скорости восходящего потока, но в то же время осложняет операцию по увеличению погружения, т. е. по допуску второго ряда, так как для этого является необходимым предварительное изменение подвески труб первого ряда. Схема однорядного наименее металлоемкого подъемника изображена на рис. 1, б, в. Газ подается в межтрубное пространство и газожидкостная смесь поднимается по одному ряду труб. Их диаметр определяют исходя из технических условий эксплуатации скважины и ее дебита. Реальный уровень жидкости во любом случае устанавливается у башмака подъемных труб. Если уровень будет выше, то газ не будет иметь возможности поступать в НКТ. Ниже уровня башмака он тоже не может быть, так как в таком случае жидкость не будет поступать в НКТ. Но в некоторых случаях при пульсирующем режиме работы газожидкостного подъемника может происходить колебание уровня жидкости у башмака, периодически его перекрывая. Стоит отметить, что видимого погружения и динамического уровня жидкости при однорядном подъемнике нет. Гидростатическое давление у башмака подъемных труб, которое создается вследствие погружения его под динамический уровень, замещается давлением газа Р1.

Минусом однорядного подъемника является достаточно низкая скорость восходящего потока между забоем и башмаком. Глубина его спуска устанавливается рабочим давлением газа, коэффициентом продуктивности скважины и отбором жидкости. Но следует заметить, что в то же время  при этом заметно упрощается допуск труб или вообще изменение глубины их подвески при возникновении такой необходимости. Именно поэтому существует разновидность однорядного подъемника, которая называется  подъемником с рабочим отверстием. Один ряд труб необходимого диаметра опускается до самого забоя (или до верхних дыр перфорации), но на расчетной глубине, т. е. на той глубине, где должен находиться башмак (глубина места ввода газа в НКТ), устанавливается рабочая муфта с двумя-четырьмя отверстиями диаметром 5 - 8 мм. Такие сечения отверстий должны в полной мере обеспечивать пропуск расчётного количества газа при возникновении перепадов давлений у отверстий в интервале 0,1—0,15 МПа. Такой перепад давления у отверстий удерживает уровень жидкости ниже отверстия примерно на 10—15 м и обеспечивает наиболее равномерное поступление газа в трубы. Однорядный подъемник, в котором имеется рабочее отверстие (или муфта)(рис. 1, б), создает наибольшие скорости восходящего потока, также он является наименее металлоемким, но при этом при необходимости изменения погружения он требует подъема колонны труб. Положение условного динамического уровня жидкости и погружение определяются рабочим давлением газа у рабочих отверстий. Для этого его пересчитывают в столб жидкости. Однорядная конструкция газлифта, при котором применяются 60 или 73-мм трубы, создает достаточно широкое межтрубное пространство. Его размеры имеют большую роль при использовании разных клапанов, которые часто применяются в настоящее время.

Рисунок 2. Принципиальная схема концевого клапана: 1 - конический клапан; 2 - рабочее отверстие; 3 - регулировочная головка для изменения натяжения пружин; 4 - шариковый клапан для промывки скважин.

Рисунок 3. Положение уровней жидкостей при пуске газлифтной скважины.

В однорядном подъемнике рабочую муфту с рабочими отверстиями можно заменить так называемым концевым рабочим клапаном. Он поддерживает постоянный перепад давления при прохождении через него газа, равный 0,1—0,15 МПа. Такой перепад является достаточным для постоянного удерживания уровня жидкости ниже клапана примерно на 10—15 м. Концевой клапан чаще всего приваривается к специальной муфте с внешней стороны и имеет возможность пружинной регулировки необходимого расхода газа и перепада давления. Такой клапан также оснащается специальным шариковым клапаном, для закрытия рабочего отверстия и осуществления обратной промывки скважины до забоя (рис. 2). Схемы оборудования скважин при периодическом газлифте показаны на рисунке 4. По схеме 1 газ после накопления в нем определенного столба жидкости периодически подается в подъемник. Камера замещения (схема 2) помогает исключить определенные несовершенства первой схемы. Она устраняет избыточно большие расходы газа и противодавление на забой. Плунжерный подъёмник (схема 3) может работать за счет энергии газа, который поступает в скважину из пласта. Это является его отличием от первых двух подъемников. Схемы 4, 5 – самые совершенные, так как с помощью них возможно уменьшение металлоемкости и увеличение надежности работы оборудования.

Рисунок 4. Оборудование скважин при периодическом газлифте: 1- периодический газлифт; 2 - периодический газлифт с камерой замещения; 3 - гидропакерный поршень; 4 - периодический газлифт с газлифтным и обратным клапанами; 5 - периодический газлифт с камерой замещением и газлифтным клапаном.

Пуск газлифтных скважин (на примере двухрядного подъемника).

В процессе нагнетания газа жидкость, находящаяся в межтрубном пространстве колонн НКТ, перемещается вниз, а остальная часть жидкости переходит в трубы с малым диаметром из эксплуатационной колонны. По этой причине уровень в ней становится ниже статического. Происходит поглощение части жидкости пластом, так как давление на забое становится выше пластового. Давление газа, закачиваемого в затрубное пространство, в любой момент времени соответствует гидростатическому давлению столба жидкости, высота которого равна разности уровней в трубах малого диаметра (или затрубном пространстве) и межтрубном пространстве.

По мере возрастания нагнетания газа разность уровней увеличивается, и, следовательно,  давление заканчиваемого газа изменяется в большую сторону.

Давление газа, который закачивают в затрубное пространство, во время достижения уровнем жидкости в межтрубном пространстве башмака подъемных труб будет принимать максимальное значение. Это давление принято называть пусковым - Рпус. В момент начала газожидкостной смеси давление на башмаке подъемных труб будет постепенно уменьшаться. Среднее давление нагнетаемого газа при уже установившемся режиме газлифтной скважины специалисты называют рабочим Рр.

Таким образом, можно утверждать, что запуск газлифтных скважин происходит путем продавки газом из газораспределительного пункта (ГРП) или от передвижных компрессоров. Иногда применяется последовательное газирование участков лифта через пусковые газлифтные клапаны. Это необходимо для уменьшения пускового давления.

Наземное оборудование. Компрессорная станция

При компрессорном газлифте комплекс оборудования для эксплуатации группы скважин намного сложней, чем при фонтанной эксплуатации. Этот комплекс состоит из компрессорной станции, систем подготовки газа и газлифтного оборудования скважин и газораспределительной и газосборной сети.

Для газлифта в большинстве случаев используют поршневые компрессоры, оснащенные газовыми двигателями или электроприводом. В последнее время все чаще стали применяться центробежные компрессоры с газотурбинным или электроприводом.