Скважинное газлифтное оборудование

При компрессорном газлифте, так же как и при бескомпрес­сорном, для пуска скважины в работу требуется значительно большее давление, чем в процессе работы. Для снижения пуско­вого давления применяются газлифтные клапаны. Газлифтные клапаны устанавли­ваемые на подъемной колонне, обеспечивают ввод газа в верх­нюю часть колонны сначала от уровня установки первого газ-, лифтного клапана, потом от уровня установки второго клапана и т. д., пока весь столб поднимаемой жидкости не будет га­зирован. Клапаны устанавливаются на внеш­ней поверхности труб, и для смены или регу­лировки их необходим подъем всей колонны. Это неудобство устраняется новым методом установки газлифтных (рис. 36), когда клапан 5 спускается внутрь подъем­ной колонны 1, доводится до кармана 4 скважинной камеры 2 и устанавливается в нем с помощью кулачкокового фиксатора 3. В скважинное газлифтное оборудование входит также пакер 6 и приемный клапан 7. Клапаны могут спускаться на проволоке или сбрасываться в трубы. Подъем таких клапанов возможен без подъема колонны насосно-компрессорных труб и производится с помощью специальных съем­ников, спускаемых во внутреннюю полость подъемной колонны. Скважинное газлифтное оборудование такого типа, пред­назначенное для эксплуатационной колонны диаметром 168 и 146 мм, имеет шифры: Л-73А-210, Л-73Б-210, Л-60А-210, Л-60Б-210, где числа 73 и 60 — условный диаметр подъемных труб, мм; 210 — рабочее давление, 10^-1 МПа.

Оборудование комплектуется от 1 до 9 пусковыми газлифт­ными клапанами и одним рабочим клапаном и, соответственно 2—10 скважинными камерами, 2—10 кулачковыми фиксато­рами ФК (не входят в комплект оборудования типов Л-73Б-210 и Л-60Б-210), пакером ПН-ЯГМ, приемным клапаном, пере­водниками.Газлифтные клапаны на рабочее давление 21 МПа имеют шифры: Г-38, Г-38Р, Г-38-70Д, Г-25, Г-25Р, 1Г-25, 1Г-25Р, Г- 20, Г-20Р, где 38, 25, 20- условный диаметр клапана, мм; Р — рабочий клапан (остальные - пусковые);

Рис.36 Скважинная газлифтная камера   Д – камера клапана заполнена демпфирующей жидкостью. В газлифтных клапанах роль пружины   выполняет сильфон, заряженный под давлением 0,2 — 0,7 МПа азотом. Скважинные камеры обозначаются аналогично скважинному газлифтному оборудованию: К-73А-210, К-73Б-210, К-60А-210, К-60Б-210. Корпус камеры имеет овальную форму.

Основные химические свойства реагентов, применяемых на объектах нефтедобычи.

Нефтяные эмульсии

На разных стадиях разработки нефтяных месторождений со­держание воды в нефти может быть различным: в начальной стадии может добываться практически безводная нефть, затем количество воды в добываемой нефти постепенно увеличивается и на конеч­ных стадиях разработки месторождения может достигать 90% и более. Вода в нефти появляется вследствие поступления к забою скважины подстилающей воды или воды, закачиваемой в пласт с целью поддержания давления. При движении нефти и пласто­вой воды по стволу скважины и нефтесборным трубопроводам про­исходит их взаимное перемешивание, а в результате перемешива­ния — дробление. Процесс дробления одной жидкости в другой называют диспергированием. В результате диспергиро­вания одной жидкости в другой образуются эмульсии.

Под эмульсией понимают такую смесь двух взаимно не раство­римых (или очень мало растворимых) жидкостей, одна из которых диспергирована в другой в виде мелких капелек (глобул). Дис­пергированную жидкость называют внутренней, или дисперсной фазой, а жидкость, в которой она находится - дисперсионной, или внешней средой.

Нефтяные эмульсии бывают двух типов: вода в нефти и нефть в воде. Почти все эмульсии, встречающиеся при добыче нефти, являются эмульсиями типа вода в нефти. Содержание пластовой воды в таких эмульсиях колеблется в широких пределах: от де­сятых долей процента до 90% и более. Эмульсии типа нефть в воде (в пластовой воде диспергированы капельки нефти), встре­чающиеся в нефтепромысловой практике значительно реже, обычно содержат менее 1% нефти (в среднем 1000 мг/л).

Для образования эмульсии недостаточно только перемешива­ния двух несмешивающихся жидкостей. Если взять чистую воду и чистую нефть, то сколько бы мы их ни перемешивали, эмульсия не образуется. Чтобы она образовалась, необходимо наличие в нефти особых веществ — природных эмульгаторов. Та­кие природные эмульгаторы в том или ином количестве всегда содержатся в пластовой нефти. К ним относятся асфальтены, смолы, нефтерастворимые органические кислоты и другие мель­чайшие механические примеси, как ил и глина.

В процессе перемешивания нефти с пластовой водой и образо­вания мелких капелек воды частицы эмульгирующего вещества на поверхности этих капелек образуют пленку (оболочку), препятствующую слиянию капелек.

С явлением образования пленки на поверхности гло­булы воды связывают процесс «старения» эмульсии. Под процессом старения понима­ют упрочнение пленки эмуль­гатора с течением времени.

Процесс старения эмульсии может протекать быстро или медленно от нескольких часов до 3—4 дней. Обычно первоначально этот процесс идет очень интенсивно, но по мере насыщения поверх­ностного слоя глобул эмульгаторами замедляется или даже пре­кращается. По истечении определенного времени пленки вокруг воды становится очень прочными и трудно поддаются разрушению.

В зависимости от размера капелек воды и степени ста­рения нефтяные эмульсии разделяются на легкорасслаивающиеся, средней стой­кости и стойкие.

Кроме отмеченных выше условий на стойкость водонефтяных эмульсий влияют и некоторые дру­гие факторы: температура, содержание парафина, условия обра­зования эмульсии, количество и состав эмульгированной воды и др. С повышением температуры вязкость нефти уменьшается, что способствует снижению стойкости эмульсии. С понижением тем­пературы из нефти выделяются кристаллики растворенного в ней парафина, который накапливается на оболочке глобулы и увели­чивает ее прочность. Поэтому эмульсии нефти, содержащей пара­фин, в зимних условиях имеют большую устойчивость.

Интенсивность перемешивания нефти с водой при добыче также влияет на стойкость эмульсии. При фонтанном способе до­бычи нефти в результате постепенного выделения газа в подъемных трубах и соответственного увеличения скорости потока могут образоваться весьма стойкие эмульсии. Дополнительное переме­шивание нефти происходит при резких поворотах потока в фон­танной арматуре и при прохождении через штуцеры. Степень дис­пергирования капель воды при прохождении через штуцер тем больше, чем больше перепад давления в штуцере.

При газлифтном способе добычи нефти условия для образова­ния эмульсий примерно те же, что и при фонтанной добыче. Обра­зование эмульсий при газлифтном способе происходит в основном в месте ввода рабочего агента в насосно-компрессорные трубы. Эмульсии, образующиеся при газлифтном способе добычи нефти, также отличаются стойкостью.

При глубинно-насосной эксплуатации скважин эмульгирование нефти происходит в узлах клапана, в паре плунжер—ци­линдр и в подъемных трубах при возвратно-поступательном дви­жении насосных штанг.

При использовании погружных электроцентробежных насосов перемешивание продукции скважины происходит в рабочих ко­лесах насоса, а также при турбулентном движении смеси в подъ­емных трубах.

Стойкость эмульсии при добыче нефти глубинными штанговыми насосами значительно ниже, чем при эксплуатации погружными электроцентробежными насосами, но она может повышаться в обоих случаях при малом к. п. д. оборудования.

Особенно сильное влияние на стойкость эмульсии при насосной эксплуатации оказывают неисправности оборудования — про­пуски в насосах через неплотности, изношенные участки. В случае пропуска жидкости в клапанных узлах: за счет давления столба жидкости над клапаном истечение жидкости происходит с большой скоростью, что вызывает турбулизацию и эмульгирование нефти. Особенно сильное эмульгирование происходит при наличии зазора плунжера.

Немалую роль в повышении стойкости эмульсий играет также и наземное оборудование — это система нефтесборных труб, рас­пределительные коллекторы групповых замерных установок, шту­церы, задвижки, клапаны, уголки, тройники и сепараторы.