Глава 4 газлифтная добыча нефти

ГЛАВА 4 ГАЗЛИФТНАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ

 

Область применения газлифтного способа добычи нефти

 

Когда пластовой энергии недостаточно для подъема жидко­сти с забоя, переходят на механизированный способ эксплуа­тации скважин. Один их механизированных способов эксплуа­тации скважин - газлифтный способ. Фонтанирование можно искусственно продолжить путем подачи в скважину сжатого газа или воздуха через специальные клапаны, смонтированные на подъемных трубах, или через нижний конец этих труб.

Система, состоящая из эксплуатационной колонны и спущенных в нее труб, в которой подъем жидкости на по­верхность производится с помощью сжатого газа, называется газлифтом.

Ранее в качестве рабочего агента использовали воздух (эр­лифт). В настоящее время воздух не используется в качестве рабочего агента по следующим причинам:

- окисление нефти с потерей ее качества;

- образование стойкой водонефтяной эмульсии (при добыче обводненной нефти), разрушение которой в процессе подготов­ки нефти затруднено;

- при определенном содержании газов с воздухом образуется взрывоопасная смесь;

- компрессоры, используемые при сжатии (компримировании) воздуха, в случае нарушения системы смазки могут взрываться.

Область применения газлифта - высоко дебитные скважины с большими забойными давлениями, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, песочные (содержащие в продукции песок) сква­жины, а также скважины, эксплуатируемые в труднодоступных условиях (затопляемость, паводки, болота и др.). Газлифт харак­теризуется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трущихся деталей, про­стотой обслуживания скважин и регулирования работы.

Сегодня газлифтная эксплуатация реализуется в двух мо­дификациях:

- с использованием сжатого газа, получаемого на компрес­сорных станциях - компрессорный газлифт;

- с использованием сжатого газа, отбираемого из газовой залежи - бескомпрессорный газлифт.

В настоящее время разработка нефтяных месторожде­ний России ведется с поддержанием пластового давления, а основная добыча нефти осуществляется механизированным способом, в основном насосным, поэтому газлифтный способ не имеет широкого распространения. Это не означает, что газ­лифтная эксплуатация не имеет перспектив; этот способ может оказаться конкурентоспособным для разработки нефтяных оторочек газовых и газоконденсатных месторождений, а также для добычи нефти из шельфовых месторождений.

4.2. Принцип работы компрессорного подъем­ника

 

Рис. 4.1. Принципиальные схемы газлифтных скважин

Конструкции: а - однорядная; б - двухрядная; в - полуторорядная

 

Газлифтный подъемник состоит из двух каналов или тру­бопроводов: одного для подачи рабочего агента, другого - для подъема газожидкостной смеси. Трубы, по которым закачи­вается рабочий агент, называются воздушными, а по которым происходит подъем газожидкостной смеси - подъемными.

Газ подается в кольцевое пространство между эксплуатаци­онной колонной и НКТ и оттесняет жидкость в НКТ. Сжатый газ, дойдя до башмака НКТ, проникает в них, газируя жидкость. Пузырьки газа поднимаются по НКТ, увлекая за собой жид­кость. Поскольку плотность газожидкостной смеси меньше плотности жидкости, противодавление на пласт снижается и за счет разницы между пластовым и забойным давлениями жидкость поступает из пласта в скважину.

Газлифтный подъемник характеризуется глубиной по­гружения, высотой подъема жидкости и относительным по­гружением.

Глубина погружения — это высота столба дегазированной жидкости Һ, соответствующая давлению у башмака подъемника во время работы скважины.

Высота подъема — это расстояние h_o от уровня жидкости до устья во время работы.

Относительное погружение — это отношение глубины по­гружения h ко всей длине подъемника.

В промысловой практике при определении относительного погружения обычно исходят из рабочего давления, т.е. из дав­ления нагнетания газа. При этом задаются рабочим давлением и определяют относительное погружение.

Рис. 4.4. Схема цикла бескомпрессорного газлифта при использовании в качестве рабочего агента газа газовой залежи

1 - газовая скважина; 2 - огневой подогреватель;

3 - гидроциклонный сепаратор; 4 - конденсатосборник;

5 - беспламенный подогреватель;

6- газораспределительная батарея;

7 - газлифтная скважина; 8 - газоотделитель

 

менее 25 °С), где происходит растворение кристаллогидратов. Затем газ попадает в гидроциклонные сепараторы 3, где от него отделяют конденсат, который собирают в конденсатосборники 4. Сухой газ проходит через беспламенный инфракрасный подо­греватель 5 для повышения температуры до 40-90 °С и попадает в газораспределительную батарею 6, откуда под собственным давлением распределяется по газлифтным скважинам 7. Газо­жидкостная смесь, извлекаемая из скважины, направляется на групповые газоотделители 8 для отделения газа от нефти. Нефть направляется в коллектор на дальнейшую подготовку, а газ на газоперерабатывающий завод и на топливо.

Бескомпрессорный газлифт имеет более высокий КПД чем компрессорный. Из-за отсутствия компрессорной станции по­зволяет наиболее полно использовать энергию природного газа, но требует затрат на строительство газопроводов и установок по подготовке газа. Кроме того, необходимо обеспечить непре­рывную связь между газовым и нефтяным месторождением и обеспечить полную утилизацию попутного и природного газа.

Рис. 4.6. Зависимость изменения давления во время пуска и параллельной работы газлифтной скважины

Рис. 4.8 Схема газлифтной скважины с использованием пусковых отверстий

 

На подъемных трубах ниже статического уровня на опреде­ленном расстоянии друг от друга устанавливают муфты с от­верстиями. В кольцевое пространство нагнетают рабочий агент и отжимают жидкость в подъемные трубы через первую муфту.Когда уровень жидкости в кольцевом пространстве снижается до первого отверстия, часть газа проникает в подъемные трубы и газирует находящуюся в них жидкость. В результате проис­ходит перемещение газожидкостной смеси до устья и ее выброс. После выброса давление над вторым отверстием снижается и происходит дальнейшее вытеснение и газирование жидкости в подъемных трубах через второе отверстие. Таким образом, уровень в скважине можно снизить до башмака подъемных труб любой длины и пустить скважину в эксплуатацию.

Недостатком данного метода является повышенный удель­ный расход газа при нормальной работе скважины, т.к. пусковые отверстия остаются открытыми. В настоящее время этот метод не применяется.

7. Метод применения пусковых клапанов.

При использовании метода пусковых отверстий значитель­но увеличивается удельный расход рабочего агента, так как в процессе работы скважины газ проникает в подъемные трубы через все пусковые отверстия. Поэтому после пуска скважины в эксплуатацию пусковые отверстия необходимо закрыть. Для этой цели применяют пусковые клапаны, которые спускают в скважину установленными на насосно - компрессорных трубах в закрытом состоянии. Клапаны вступают в работу поочеред­но сверху вниз по мере вытеснения жидкости из кольцевого пространства, ее газирования в подъемных трубах и выброса газожидкостной смеси на поверхность. После пуска скважины в работу давление снижается до рабочего и клапаны закрыва­ются.

Плунжерный лифт

Для увеличения КПД газлифтной скважины применяют плунжерный подъемник (рис. 4.13). В подъемные трубы поме­щают плунжер 2, в нижней части которого имеется обратный клапан 7. Под действием собственного веса клапан 7 отходит в нижнее положение и плунжер 2 падает в работающую скважину по подъемным трубам 4. При падении плунжера газожидкост­ная смесь проходит через седло клапана 6 и сквозное отверстие плунжера. При достижении клапаном 7 нижнего амортизатора 5 плунжер садится на него и перекрывает отверстие в седле 6. Под действием напора газа и жидкости, находящихся ниже плунже­ра, он поднимается вверх и проталкивает газожидкостную смесь, находящуюся выше плунжера. Когда плунжер проходит мимо выкидной линии 3 и ударяется о верхний амортизатор 1, газо­жидкостная смесь, находящаяся под плунжером, выбрасывается в выкидную линию; происходит падение давления в подъемных трубах. Клапан 7 при этом отходит в нижнее положение, и плунжер падает по подъемным трубам вниз.

 

 

 

Рис. 4.13. Плунжерный подъемник.

Для труб диаметром 60 мм выбирают плунжер мас­сой около 6 кг. Зазор между плунжером и стенками труб 1,5-2 мм.

Для увеличения гидрав­лического сопротивления и уменьшения утечки жид­кости через зазоры между плунжером и стенками труб на внешней стенке плунжера рекомендуется делать кольце­вые канавки. Плунжерный подъемник можно применять в газлифтных скважинах, в том числе и с периодической подачей рабочего агента, и в фонтанных скважинах с высоким газовым фактором. При периодическом газлифте применяют автоматические отсекатели рабочего агента.

Недостатком плунжерного подъемника является то, что в процессе эксплуатации скважины выкидная линия все вре­мя остается открытой и в лифтовых трубах не прекращается движение газа, который газирует жидкость. В период падения плунжера происходит значительная утечка газа через трубы. Кроме того, при эксплуатации скважин с плунжерным подъ­емником трудно поддерживать выбранный режим эксплуатации скважин.

Рис. 4.14. Схема работы скважины с применением гидропакерного поршня.

Положение поршня: а - в начале процесса, б - в процессе подъема жидкости, в - в конце процесса к устью скважины (рис. 4.14, б). При движении поршня вверх часть жидкости через зазор стекает под поршень. Эта жидкость препятствует прорыву газа из кольцевого пространства в подъ­емные трубы, выполняя, таким образом, роль гидравлического пакера. Другая часть жидкости выталкивается поршнем через клапан-отсекатель в выкидные трубы. Затем поршень подходит к буферной камере, ударяется о верхний амортизатор 1 и под действием автоматического устройства клапан-отсекатель 2 за­крывается. Поскольку в момент закрытия клапана-отсекателя давление в подъемных трубах примерно равно давлению в вы­кидной линии, поршень под действием силы тяжести падает до нижнего амортизатора, и цикл повторяется (рис. 4.14, в).

Для увеличения гидравлического сопротивления, а также предупреждения прорыва газа в зазор на внешней стенке плун­жера сделаны кольцевые канавки.

Периодическая эксплуатация скважины, оборудованной гидропакерным автоматическим поршнем, может происходить как за счет энергии газа, выделяющегося из пласта, так и за счет энергии газа, подаваемого в скважину с поверхности.

Внутрискважинный газлифт

Внутрискважинный бескомпрессорный газлифт можно осу­ществлять в том случае, если газовый пласт залегает выше или ниже нефтяного и обладает достаточной энергией (давлением и запасами газа) для устойчивой и продолжительной работы. Оба пласта перфорацией сообщаются со скважиной.

Возможны различные технологические схемы (рис. 4.15) ввода газа в зависимости от расположения пластов и пластового давления в них.

По схеме рис. 4.15, а, газовый пласт залегает над нефтяным. В скважину спускается один ряд НКТ с двумя гидравлическими пакерами: нижний 10 разобщает газовый и нефтяной пласты; верхний 5 отделяет затрубное пространство от высокого дав­ления газового пласта. Между пакерами имеется газлифтная камера 6 с газлифтным клапаном 7 или штуцерным устройством для регулирования расхода вводимого газа.

Дополнительно в схему введены следующие узлы:

Рис. 4.15. Технологические схемы внутрискважинного газлифта: 1 - нефтяной пласт; 2 - газовый пласт; 3 - насосно - компрессорные трубы; 4 - верхний циркуляционный клапан; 5 - верхний гидравлический пакер; 6 - скважинная газлифтная камера; 7 - газлифтный клапан; 8 - телескопическое устройство; 9 - нижний циркуляционный клапан; 10 - нижний гидравлический пакер; 11 - обратный клапан; 12 - верхний гидромеханический пакер; 13 - узел перекрестного течения; 14 - штуцер; 15 - колонна труб; 16 - нижний гидромеха­нический пакер; 17 - пакер

- обратный клапан 11 для опрессовки НКТ и пакеров, по­садки верхнего и нижнего гидравлических пакеров созданием избыточного давления в НКТ (это башмачный срезной или съемный клапан, который спускается и поднимается на про­волоке канатным методом);

- циркуляционные клапаны: верхний 4 для освоения, глу­шения скважины и обеспечения эксплуатации одновременно по НКТ и затрубному пространству при необходимости полу­чения высоких отборов; нижний 9 для промывки возможных отложений песка и грязи перед подъемом нижнего пакера из скважины;

- телескопическое устройство 8, обеспечивающее поочеред­ной срыв пакеров перед подъемом из скважины.

При работе газ поступает через газлифтный клапан в НКТ и дальше по НКТ поднимается газонефтяная смесь. Подбором сменного штуцера осуществляется настройка клапана, что

обеспечивает подачу заданного расхода газа при необходимом давлении. Для исследования газового пласта в ниппель нижне­го циркуляционного клапана устанавливается глухая пробка, перекрывающая канал поступления нефти.

Внутрискважинный и в целом бескомпрессорный газлифт нашел широкое применение на месторождениях Западной Сибири, где газовые пласты залегают над нефтяными. Газ из газовых скважин подается непосредственно в нефтяные сква­жины того же отдельного куста (автономный бескомпрессорный газлифт). Для повышения надежности используется не менее двух газовых скважин.

Более эффективно применение внутрискважинного газ­лифта с отбором части газа. В таком случае при совместном отборе нефти и газа газ нагревается нефтью и без подготовки поступает в нефтяные скважины того же куста. Наиболее вы­сокую температуру имеет газ, направляемый по внутреннему каналу. Отбор газа увеличивается на 10-15%.

Особенность проектирования внутрискважинного газлифта заключается в том, что необходимо увязать совместную работу нефтяного и газового пластов.

Преимущества: 1) исключается строительство газопрово­дов, сепараторов, ГРБ, установок подготовки газа; 2) упроща­ется обслуживание.

Недостатки: 1) усложнение проведения ремонтов; 2) воз­можность перетоков газа из газового пласта при нарушении цементного кольца в процессе его перфорации.

ГЛАВА 4 ГАЗЛИФТНАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ