Оборудование при фонтанной эксплуатации (стр. 3 из 4)

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ГАЗЛИФТНЫМ СПОСОБОМ

Принцип работы газлифтного подъемника

Принцип действия газлифта заключается в разгазировании жидкости в подъемных трубах и уменьшении ее плотности. При непрерывной подаче газа газированная жидкость поднимается до устья скважины и выливается наружу. При газлифте в затрубном пространстве скважины устанавливается новый уровень, называемый динамическим, и соответствующее ему забойное давление.

Газлифтный подъемник характеризуется глубиной погружения, высотой подъема жидкости и относительным погружением (рис. З.1)

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

Высота подъема - это расстояние ho, 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, определяют относительное погружение.

Для отличающиеся числом рядов спускаемых в скважину колонн труб, их взаимным расположением, направлением рабочего агента и газонефтяной смеси.

По числу спускаемых рядов труб подъемники бывают:

1) однорядными;

2) двухрядными.

По направлению нагнетания рабочего агента:

1) кольцевыми;

2) центральными.

Центральная система. Рабочий агент нагнетают по центральной колонне труб, а газонефтяная смесь поднимается по кольцевому пространству. Обычно центральная система применяется при однорядном подъемнике. Основные преимущества системы: низкие пусковые давления и наиболее рациональное использование габаритов скважин. Ее недостатки: при наличии в жидкости песка выступающие муфты труб стачиваются, в результате чего возможен обрыв труб; при содержании в нефти парафина или при большой концентрации солей последние откладываются на стенках колонны и уменьшают ее диаметр. Поэтому в большинстве случаев применяют подъемники кольцевой системы.

Скважины, эксплуатирующиеся газлифтным способом, можно разделить на следующие категории:

1. С высокими коэффициентом продуктивности К и забойным давлением Рзаб.

2. С НИЗКИМ К И ВЫСОКИМ Рзаб

3. С высоким К и низким Рзаб

4. С НИЗКИМИ К И Рзаб

Указанные характеристики скважины в сочетании с другими ее параметрами (свойства жидкости, состояние эксплуатационной колонны, наличие песка, парафина в продукции скважины и т. д.) являются определяющими при выборе газлифтной установки.

Установки для газлифтного способа добычи нефти

Газлифтная установка Л

Установка Л (рис. 3.2) включает устьевое оборудование - фонтанную арматуру АФКЗа-210 1 и скважинное оборудование, состоящее из скважинных камер К2, газлифтных клапанов типа Г3, пакера ПН-ЯГМ 4 и приемного клапана 5 [1].

Пакер для разобщения зон затрубного пространства препятствует поступлению нагнетаемого в скважину газа в колонну подъемных труб и способствует более полному использованию пластовой энергии, уменьшению пульсации забойного давления во время работы скважины.

Жидкость из пласта с растворенным газом поступает в колонну подъемных труб, где при уменьшении давления до давления насыщения газ выделяется и совершает работу по подъему

жидкости с забоя на устье.

Установку Л рекомендуется спускать в скважину непосредственно после бурения. В период фонтанирования перепускные отверстия скважинных камер перекрывают глухими пробками. Пробуренная скважина, освоенная без пакера, может вскрыть пласт с достаточной энергией для поддержания установившегося потока в колонне подъемных труб в течение длительного периода. Однако со временем запас энергии уменьшается, непрерывное фонтанирование прекращается и начинается пульсация потока.

Для перевода скважины на газлифтный способ эксплуатации глухие пробки заменяют газлифтными клапанами без подъема насосно-компрессорных труб набором инструментов канатной техники из комплекта КИГК.

Газлифтная установка ЛН

Установка ЛН предназначена для эксплуатации наклонно направленных скважин, у которых угол вертикального отклонения достигает 55°. В таких скважинах значительно осложняется посадка скважинного оборудования, клапанов, пакеров и др.

Газлифтная установка ЛП

Установка ЛП периодического действия с отсечкой нагнетаемого газа на устье (рис. 3.5) состоит из наземного и скважинного оборудования.

Установка ЛП работает следующим образом. Под действием давления газа, нагнетаемого в затрубное пространство, с помощью пусковых газлифтных клапанов снижается уровень жидкости в нем до глубины установки рабочего клапана. После обнажения рабочего клапана нагнетаемый газ через клапан, газоотводящее устройство поступает в камеру замещения, аэрирует накопившуюся в камере жидкость и вытесняет ее по колонне подъемных труб на поверхность.

В момент начала перелива жидкости в выкидную линию при помощи регулятора цикла времени прекращается подача газа в скважину и происходит разрядка колонны подъемных труб. Разрядка кольцевого пространства камеры замещения от остатков нагнетаемого и выделяющегося из скважинной жидкости газа осуществляется с помощью разрядного клапана 9, который работает от перепада давления, обеспечивая пропуск газа после про давки жидкости. По мере снижения давления в камере замещения открывается приемный клапан 10, и камера наполняется жидкостью в течение промежутка времени, установленного регулятором цикла времени СР-2. Далее процесс повторяется.

Скважинное оборудование для газлифтного способа добычи нефти

1. Газлифтные клапаны

Газлифтные клапаны — устройства для автоматического установления или прекращения сообщения между внутренней полостью колонны подъемных труб и затрубным пространством, занятым нагнетаемым в скважину газом.

Все известные газлифтные клапаны можно классифицировать следующим образом:

по назначению - пусковые и рабочие;

по принципу управления - управляемые давлением нагнетаемого газа; управляемые давлением газожидкостной смеси в подъемных трубах; управляемые перепадом трубного и затрубного давлений;

по способу размещения в колонне подъемных труб - эксцентрично расположенные и центральные;

по типу чувствительного элемента клапана — сильфонные, пружинные, мембранные и комбинированные;

по способу установки - съемные и стационарные.

Пусковые клапаны обеспечивают пуск скважины методом аэрации при последовательном автоматическом увеличении глубины ввода газа. При работе скважины на установившемся режиме пусковые клапаны остаются все время закрытыми, а газ подается через рабочие клапаны. Управляющим давлением для этих клапанов является давление газожидкостной смеси в колонне подъемных труб.

Широкое применение в нефтедобывающей промышленности нашли газлифтные клапаны с сильфонным чувствительным элементом. Сильфонную камеру клапана заряжают азотом, давление которого в ней для правильной работы клапана должно быть увязано с параметрами скважины и нагнетаемого газа.

2. Скважинные камеры

В скважинных камерах газлифтных установок в процессе эксплуатации скважины фонтанным и затем газлифтным способами устанавливаются глухие пробки, ингибиторные, циркуляционные газлифтные клапаны.

Газ или жидкость (для ингибиторного и циркуляционного клапанов) поступает из затрубного пространства через перепускные отверстия а камер к клапану. Клапаны и пробки уплотняются в кармане двумя наборами уплотнительных манжет, для которых предусмотрены посадочные шейки в кармане. Для фиксации клапанов и пробок в кармане предусмотрены специальные расточки, в которые входит фиксирующая цанга или кулачок фиксатора.