Конструкции и системы подачи рабочего агента, газлифтных подъемников .

Газлифтная эксплуатация

При определенных условиях, когда пластовой энергии недостаточно для подъема нефти с забоя на поверхность, скважины прекращают фонтанировать. Однако фонтанирование можно искусственно продлить за счет подачи в скважину по НКТ сжатого газа или воздуха. Для сжатия газа до необходимого давления применяются компрессоры. В этом случае эксплуатация скважин называется компрессорным газлифтом.

В настоящее время в качестве рабочего агента воздух использовать запрещено, т.к. при определенном соотношении углеводородных газов и воздуха образуется взрывчатая смесь (гремучий газ), которая взрывоопасна и пожароопасна.

Если в качестве рабочего агента для газового подъемника применяется газ из газовых пластов высокого давления, то в этом случае эксплуатация скважин называется бескомпрессорным газлифтом. Подъемник, в котором рабочим агентом служит газ, называется газлифтом. Действие газового или воздушного подъемника при компрессорной эксплуатации одинаково с действием подъемника при фонтанном способе эксплуатации, происходящем за счет пластового давления и энергии расширяющегося газа, поступающего в скважину из пласта. Газовый подъемник состоит из двух трубопроводов. Один из них служит для подачи газа, а другой - для подъема жидкости с забоя на поверхность.

¹ На рисунке 71 изображена одна из схем подъемника. Как видно из этой схеме, в скважину спускаются два ряда НКТ. Наружный ряд труб, по которым нагнетается газ, называется воздушным, а НКТ, по которым поднимается смесь газа с нефтью на поверхность, называются подъемными.

В неработающей скважине жидкость в НКТ и скважине будет находиться на одном уровне, который называется статическим уровнем.

Рис. 71. Газовоздушный подъемник: а - до начала работы (простаивающая скважина); б - во время работы скважины.

Давление столба жидкости на забой скважины при этом будет равно пластовому давлению:

Нагнетая газ по воздушным трубам, он вытеснит вначале всю находящуюся в них жидкость, затем, продолжая поступать в подъемные трубы, будет перемешиваться с жидкостью.

Плотность этой жидкости становится меньше первоначальной плотности жидкости, за счет чего уровень жидкости в подъемных трубах начнет повышаться; чем больше вводить газа в подъемные трубы, тем меньше становится плотность жидкости в скважине и тем на большую высоту она поднимается. Подъем жидкости, кроме отмеченного, зависит также от погружения труб в жидкость.

В случае погружения воздушных труб на небольшую глубину под жидкость газ не поднимает жидкость на поверхность. Он поднимает жидкость на небольшую высоту. Газ будет прорываться через жидкость и стекать по стенам труб вниз.

Подъем жидкости зависит от диаметра НКТ. В НКТ малого диаметра при одном и том же расходе рабочего агента (газа), уровень жидкости поднимается на большую высоту, чем в трубах большего диаметра. Из вышеизложенного следует, что принцип действия газового подъемника сводится к разгазиро-ванию жидкости в подъемных трубах и уменьшению ее плотности.

При непрерывной подаче газа (воздуха) в подъемные трубы разгазированная жидкость поднимается до устья скважины и далее поступает в выкидную линию.

В работающей скважине в затрубном пространстве устанавливается другой уровень, который называется динамическим уровнем (рис. 716).

Динамический уровень всегда ниже статического уровня. Давление столба жидкости высотой от динамического уровня до забоя равно забойному давлению:

                                                                                                                                       (86)

Статический и динамический уровень определяются:

                                                                                                                             (87)

Расстояние от устья до динамического уровня

                                                                                              (88)

где Н- глубина скважины.

Давление у башмака подъемных труб Р\:

                                                                                                    (89)

где L - длина подъемных труб; h - глубина погружения труб под динамический уровень.

Из формулы (89) следует, что глубина погружения

                                                                                                                                       (90)

отношение глубины погружения подъемника ко всей длине подъемника, умноженное на 100, называется процентом погружения подъемника

                                                                                                                                   (91)

В промысловой практике при определении относительного погружения пользуются следующей формулой:

Для подъема жидкости можно использовать газ из газовых скважин или из газопровода высокого давления. Если газ берется из газопровода, то он вначале подается в газораспределительную будку, из нее - по промысловым газопроводам. Этот метод называется бескомпрессорным газлифтом. Кроме этого, может быть использован внутрискважинный газлифт (рис. 72).

Если газовый пласт расположен выше нефтяного пласта, то газожидкостная смесь поднимается по центральной трубе 1. Необходимое количество газа для подъема жидкости из скважины поступает через клапан 2, устанавливаемый выше пакера. Излишек газа перетекает через затрубное пространство 3.

Рис. 72. Схема внутрискважинного газлифта

Клапан рассчитывается таким образом, чтобы расход газа через него и давление внутри подъемника на уровне клапана обеспечивал подъем жидкости через центральные трубы до устья и в выкидные линии.

Бескомпрессорный газлифт наиболее целесообразен и экономичен, если имеются необходимые ресурсы природного газа высокого давления и если природный газ после его работы по подъему нефти из скважины будет полностью использован (на отопление, в быту, подогрев нефти при ее обезвоживании и обес-соливании и т.д.)

Газлифтная эксплуатация

При определенных условиях, когда пластовой энергии недостаточно для подъема нефти с забоя на поверхность, скважины прекращают фонтанировать. Однако фонтанирование можно искусственно продлить за счет подачи в скважину по НКТ сжатого газа или воздуха. Для сжатия газа до необходимого давления применяются компрессоры. В этом случае эксплуатация скважин называется компрессорным газлифтом.

В настоящее время в качестве рабочего агента воздух использовать запрещено, т.к. при определенном соотношении углеводородных газов и воздуха образуется взрывчатая смесь (гремучий газ), которая взрывоопасна и пожароопасна.

Если в качестве рабочего агента для газового подъемника применяется газ из газовых пластов высокого давления, то в этом случае эксплуатация скважин называется бескомпрессорным газлифтом. Подъемник, в котором рабочим агентом служит газ, называется газлифтом. Действие газового или воздушного подъемника при компрессорной эксплуатации одинаково с действием подъемника при фонтанном способе эксплуатации, происходящем за счет пластового давления и энергии расширяющегося газа, поступающего в скважину из пласта. Газовый подъемник состоит из двух трубопроводов. Один из них служит для подачи газа, а другой - для подъема жидкости с забоя на поверхность.

¹ На рисунке 71 изображена одна из схем подъемника. Как видно из этой схеме, в скважину спускаются два ряда НКТ. Наружный ряд труб, по которым нагнетается газ, называется воздушным, а НКТ, по которым поднимается смесь газа с нефтью на поверхность, называются подъемными.

В неработающей скважине жидкость в НКТ и скважине будет находиться на одном уровне, который называется статическим уровнем.

Рис. 71. Газовоздушный подъемник: а - до начала работы (простаивающая скважина); б - во время работы скважины.

Давление столба жидкости на забой скважины при этом будет равно пластовому давлению:

Нагнетая газ по воздушным трубам, он вытеснит вначале всю находящуюся в них жидкость, затем, продолжая поступать в подъемные трубы, будет перемешиваться с жидкостью.

Плотность этой жидкости становится меньше первоначальной плотности жидкости, за счет чего уровень жидкости в подъемных трубах начнет повышаться; чем больше вводить газа в подъемные трубы, тем меньше становится плотность жидкости в скважине и тем на большую высоту она поднимается. Подъем жидкости, кроме отмеченного, зависит также от погружения труб в жидкость.

В случае погружения воздушных труб на небольшую глубину под жидкость газ не поднимает жидкость на поверхность. Он поднимает жидкость на небольшую высоту. Газ будет прорываться через жидкость и стекать по стенам труб вниз.

Подъем жидкости зависит от диаметра НКТ. В НКТ малого диаметра при одном и том же расходе рабочего агента (газа), уровень жидкости поднимается на большую высоту, чем в трубах большего диаметра. Из вышеизложенного следует, что принцип действия газового подъемника сводится к разгазиро-ванию жидкости в подъемных трубах и уменьшению ее плотности.

При непрерывной подаче газа (воздуха) в подъемные трубы разгазированная жидкость поднимается до устья скважины и далее поступает в выкидную линию.

В работающей скважине в затрубном пространстве устанавливается другой уровень, который называется динамическим уровнем (рис. 716).

Динамический уровень всегда ниже статического уровня. Давление столба жидкости высотой от динамического уровня до забоя равно забойному давлению:

                                                                                                                                       (86)

Статический и динамический уровень определяются:

                                                                                                                             (87)

Расстояние от устья до динамического уровня

                                                                                              (88)

где Н- глубина скважины.

Давление у башмака подъемных труб Р\:

                                                                                                    (89)

где L - длина подъемных труб; h - глубина погружения труб под динамический уровень.

Из формулы (89) следует, что глубина погружения

                                                                                                                                       (90)

отношение глубины погружения подъемника ко всей длине подъемника, умноженное на 100, называется процентом погружения подъемника

                                                                                                                                   (91)

В промысловой практике при определении относительного погружения пользуются следующей формулой:

Для подъема жидкости можно использовать газ из газовых скважин или из газопровода высокого давления. Если газ берется из газопровода, то он вначале подается в газораспределительную будку, из нее - по промысловым газопроводам. Этот метод называется бескомпрессорным газлифтом. Кроме этого, может быть использован внутрискважинный газлифт (рис. 72).

Если газовый пласт расположен выше нефтяного пласта, то газожидкостная смесь поднимается по центральной трубе 1. Необходимое количество газа для подъема жидкости из скважины поступает через клапан 2, устанавливаемый выше пакера. Излишек газа перетекает через затрубное пространство 3.

Рис. 72. Схема внутрискважинного газлифта

Клапан рассчитывается таким образом, чтобы расход газа через него и давление внутри подъемника на уровне клапана обеспечивал подъем жидкости через центральные трубы до устья и в выкидные линии.

Бескомпрессорный газлифт наиболее целесообразен и экономичен, если имеются необходимые ресурсы природного газа высокого давления и если природный газ после его работы по подъему нефти из скважины будет полностью использован (на отопление, в быту, подогрев нефти при ее обезвоживании и обес-соливании и т.д.)

Конструкции и системы подачи рабочего агента, газлифтных подъемников.

Системы газовоздушных подъемников различаются в зависимости от числа рядов труб, спускаемых в скважину, и от направления движения сжатого газа и газонефтяной смеси.

Рис. 73. Принципиальная схема газлифтных скважин. Конструкции: а) однорядная; б) двухрядная; в) полуторарядная

Подъемники бывают однорядными, двухрядными и полуто-рорядными. Это зависит от числа труб, спускаемых в скважину. По направлению нагнетания рабочего агента имеются две системы подъемников: кольцевая и центральная. На рис. 73 показан двухрядный подъемник кольцевой системы. При таком подъемнике в скважину спускаются два ряда труб. Рабочий агент (газ) нагнетается в кольцевое пространство между двумя колоннами труб, а нефть поднимается по внутренним трубам. При оборудовании скважины двухрядным подъемником наружный ряд труб спускают до фильтра скважины с целью выноса песка, поступающего из пласта вместе с нефтью.

Глубина спуска внутреннего ряда труб зависит от характеристики пласта и максимального давления, развиваемого компрессором. При однорядном подъемнике с кольцевой системой подачи рабочего агента подъемные трубы спускают под статический уровень (Я_ст) с учетом установления ожидаемого динамического уровня при работе скважины (Я_дин), который обеспечивает необходимое забойное давление Р_заб. Погружение НКТ под динамический уровень называется глубиной погружения подъемника. Нефть с газом и водой поднимается по центральным трубам. В однорядном подъемнике центральной системы рабочий агент нагнетается в НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по межтрубному пространству.

Подъемники центральной системы имеют существенные недостатки. При эксплуатации пескопроявляющих скважин на трубах песком разъедаются соединительные муфты, в результате чего возможен полет НКТ в скважину. А при эксплуатации скважин, дающих парафинистую нефть, в кольцевом пространстве на трубах отлагается парафин, что приводит к снижению дебита скважин и возможному полному запарафиниванию кольцевого пространства, что может привести к серьезной аварии на скважине. В нефтепромысловой практике чаще применяются подъемники кольцевой системы.

Принцип работы однорядного и двухрядного подъемников один и тот же.

Двухрядный подъемник имеет преимущество в том, что он работает при меньшей пульсации рабочего давления и струи жидкости, так как объем кольцевого воздушного пространства в нем меньше, чем при однорядном подъемнике кольцевой системы.

Столб жидкости в затрубном пространстве также способствует более плавной работе двухрядного подъемника. Недостатком двухрядных подъемников является большая металлоемкость.

С целью уменьшения металлоемкости и для лучшего выноса песка, поступающего в скважину вместе с нефтью, а также пластовой воды, скапливающейся на забое, применяют полуторарядные подъемники с хвостовиком, который является продолжением внешнего ряда труб (рис. 73 в).

При оборудовании однорядных подъемников применяются в основном НКТ с условными диаметрами от 48 до 89 мм.

При двухрядном подъемнике для колонны наружного ряда применяются трубы с условным диаметром от 114 до 73 мм, а для колонны внутреннего ряда - трубы диаметром от 48 до 73 мм. Минимальный зазор между внутренней стенкой обсадной колонны и наружной стенкой муфт НКТ допускается 12-15 мм.