Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 [ 46 ] 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70

§ 8.10. ОеоРУДОВАНИЕ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН. СИСТЕМЫ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ И ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ

Оборудование газлифтных скважин

Оборудование газлифтных скважин аналогично оборудованию фонтанных. На устье устанавливается упрощенная фонтанная арматура, обвязка которой позволяет подавать газ в затрубное пространство и НКТ.

В настоящее время используются комплектные газлифтные установки для непрерывного компрессорного газлифта типа Л и для наклонно направленных скважин типаЛН. Например, Л-60Б-210, где 60 - условный диаметр колонны подъемных труб, мм (60; 73; 89 мм); Б - условный наружный диаметр газлифтных клапанов (А, Б, В - соответственно диаметры 38, 25 и 20 мм); 210 - рабочее давление, умноженное на 0,1 МПа. Эти установкиобеспечивают автоматический пуск и освоение скважин, стабильную работу в заданном режиме, возможность перехода с фонтанной эксплуатации на газлифтную без подъема НКТ и возможность спуска в НКТ до забоя любого технологического оборудования (манометры и др.).

Установки типа Л включают: а) устьевое оборудование - фонтанную арматуру АФК За-65-210; б) скважинное оборудование- НКТ (один ряд); скважинные газлифтные камеры типа К; газлифтные клапаны типа Г с фиксаторами; гидромеханический пакер ПН-ЯГМ и приемный клапан. В установках типа ЛН смонтированы другие скважинные камеры (типа КТ). Для уплотнения клапана предусмотрены в кармане верхняя и нижняя посадочные поверхности, а для входа закачиваемого газа - перепускные отверстия. При ре,монтных работах в кармане устанавливается циркуляционная пробка, а при необ.ходи-мости заглушить перепускные отверстия -глухая пробка. В камере клапан фиксируется в расточке кармана кулачковым фиксатором, подпружиненной втулкой или фиксирующей цангой, предусмотренной в самом клапане. Широко применяются силь-фонные газлифтные клапаны типа Г, например, Г-38, Г-38Р, где цифра указывает условный наружный диаметр клапана (в мм), буква Р - рабочий клапан (без буквы Р -пусковой). Для регулирования режима закачки газа предусмотрены сменные дроссели, а для герметизации клапана в кармане - манжеты. Газлифтный клапан включает в себя обратный клапан, предназначенный для предотвращения перетока жидкости из подъемных труб в затрубное пространство. Эти клапаны извлекают из скважины и устанавливают без ее глушения набором инструментов канатной техники (см. гл. 10).

Эффективность работы газлифтной скважины тем выше, чем меньше относительная скорость газа или чем выше дисперс-278

ность газа в жидкости. На месторождениях Западной Сибири для дробления газовой фазы нашли применение диспергаторы. Диспергатор состоит из набора штуцеров для дробления газа, стопорного устройства для установки его канатным методом в муфтовом соединении НКТ на любой глубине и спускного снаряда. Применение диспергатора уменьшает удельный расход газа в среднем на 35 %.

Нормальная работа газлифтных скважин может нарушаться в результате отложения парафина, солей, образования песчаных пробок и металлических сальников. Эти вопросы рассмотрены в гл. 10. Отметим, что при газлифтной эксплуатации имеется возможность ввода ингибиторов отложения солей и парафина в поток закачиваемого газа.

При использовании воздуха на промыслах Азербайджана наблюдалось образование в линии газоподачи сальников (пробок), которые состояли из продуктов коррозии (до 95 %) и пыли. Для борьбы с этим добивались уменьшения коррозии (покрытие труб лаком, стеклом; осушка воздуха), а также подавали в поток ПАВ.

Системы газоснабжения и газораспределения

Источником газа для организации газлифта могут быть компрессорная станция или скважины газового месторождения, а также магистральный газопровод.

При компрессорном газлифте необходимое давление газа создается компрессорами на компрессорной станции. Комплекс оборудования при этом включает компрессорную станцию, газораспределительные и газоснабжающие сети, системы подготовки газа. Компрессорная станция для газлифтной эксплуатации используется также для магистрального транспорта газа и закачки газа в залежь с целью ППД.

В основном применяется групповая система газораспределения - газ подают в скважины через газораспределительные батареи (ГРБ), которые устанавливают на газораспределительных пунктах (ГРП). От компрессорной станции могут прокладывать два параллельных газопровода: рабочего давления (диаметром 102 мм) для подачи газа в скважины при эксплуатации и высокого (пускового) давления (диаметром 63 мм) для пуска скважин. Применение пусковых газлифтных клапанов позволило перейти на прокладку только одного газопровода рабочего давления. От ГРБ к газлифтным скважинам прокладывают отдельные газопроводы диаметром 38-63 мм в зависимости от расхода газа. На ГРП устанавливают одну или несколько блочных ГРБ-14. Каждая рассчитана на подключение 14 скважин. На каждой линии монтируют игольчатый регулировочный вентиль (штуцер) и измерительную шайбу (диафрагму), обеспечи-

вающую измерение давлений и расхода газа с помощью дифференциального самопишущего прибора. Иногда вместо штуцера используют регулятор давления «после себя», обеспечивающий постоянное давление в линии подачи газа на скважину. При подаче газа из магистрального газопровода или газовых скважин распределение осуществляют аналогично.

Технология газлифта должна осуществляться по замкнутому газлифтному циклу. Газ при перемешивании с нефтью насыщается тяжелыми газообразными углеводородами и для повторного использования требует предварительной подготовки - отделения газоконденсата, осушки от влаги и удаления механических примесей (пыли). Природный газ на нeфtяныe промыслы поступает уже очищенным и осушенным. Для предотвращения осложнений, связанных с образованием кристаллогидратов, в поток вводят ингибиторы гидратообразования (хлористый кальций, гликоли, метанол). Газ также подогревают с помощью блочных передвижных автоматизированных подогревателей газа, которые устанавливают вдоль газопровода или перед ГРП. Подогреватели типа ППГ-1-64 обеспечивают нагрев газа в змеевиках за счет теплоизучения от раскаленных панелей беспламенных газовых горелок и конвективного подогрева до 95 °С при расходе 150 тыс. м/сут и давлении до 20 МПа. Для удаления влаги и газоконденсата перед ГРБ устанавливают влаго-отделители различных конструкций.

Для отделения механических примесей газ пропускают через фильтры-пылеуловители.

§ 8.11. ИССЛЕДОВАНИЕ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН

Газлифтные скважины исследуют методом установившихся режимов. Задачами исследования является установление зависимости притока жидкости от забойного давления, т. е. Я(рз); получение зависимости Q (Уозак); выявление неполадок в работе газлифтных клапанов; изучение профиля притока флюидов в скважину.

Технология исследований

В практике исследования получил применение метод АзНИИ ДН. Сущность его заключается в том, что изменение дебита скважины Q достигается изменением расхода газа Уозак- Исследование начинают с максимальных расходов газа и продолжают до минимальных значений. Этим обеспечивается вероятность ввода газа через рабочий газлифтный клапан. Расход газа изменяют либо на ГРБ, либо непосредственно на скважине. Изменение расхода газа вызывает неустановившиеся режимы течения в газопроводе, стволе скважины и выкидном трубопроводе, 28Q

а ТакЖе в пласте. Поэтому после изменения режима выЖиДаЮТ (обычно не менее 24 ч) его стабилизацию, в наступлении которой убеждаются путем неоднократных (три - четыре раза) измерений расхода газа, давлений на устье. Число режимов обычно принимают в пределах пяти. Исследование заканчивается, если достигнуто существенное изменение Q при росте и дальнейшем уменьшении с переходом через максимум. На каждом установившемся режиме одновременно измеряют расход Уозак и давление рр закачиваемого газа, дебит жидкости Q и газа Vr (закачиваемого и притекающего), отбирают пробы жидкости для определения обводненности и концентрации песка в продукции.

Желательно с этим совмещать измерение забойного давления Рз, поинтервальные измерения давления в подъемнике p(z) и снятие профиля притока флюидов (глубинная дебитометрия, термометрия). Поинтервальные измерения давления p(z) позволяют контролировать глубину ввода газа в НКТ, выявлять неполадки в работе газлифтных клапанов и негерметичности НКТ. Более точно это можно установить путем непрерывной записи температуры Т(2) в подъемных трубах высокочувствительным электротермометром или проведением фонометрии. При колебаниях рр любой пусковой газлифтный клапан может работать как рабочий. На кривых T(z) в местах притока газа наблюдается излом вследствие охлаждения при дросселировании газа. Фонометр (шумопеленгатор) представляет собой микрофон, спускаемый в скважину на кабеле. На глубине работающего клапана он непосредственно отмечает появление интенсивного шума.

Обработка результатов исследования

По результатам исследования строят графические зависимости: а) индикаторную линию Q(Ap) или Р(рз); б) кривую лифтирования Р(Уозак). Методы обработки индикаторной линии рассмотрены раньше (см. § 5.4). Кривая Q (Уозак) напоминает по характеру кривую лифтирования, однако она снята при переменных р1 и р2 (рис. 8.7). Строят также зависимости /?озак

(Уозак), рр (Уозак) И рз (Уозак). ТоЧКЗ В СООТВеТСТВуСТ ОПТИ-

мальному режиму работы (Qonr; Уоопт) при минимальном удельном расходе газа /?omin, а точка С - максимальному режиму

(Qmax, Уотах, МИНИМуМ Рр И Рз). ТоЧКу В МОЖНО НаЙТИ С ПОМОЩЬЮ касательной (пунктирная линия). Дебит Q = 0 при рэ = =Рпл, ЧТО МОЖНО оценить путем экстраполяции.

По результатам исследования определяют параметры пласта и устанавливают рациональный технологический режим работы скважины, соответствующий требованиям разработки залежи (см. §§ 5.4, 5.6). Критерием рациональности может также

Уоот

Рис. 8.7. Зависимость параметров работы газлифтной скважины от расхода закачиваемого газа

служить минимум /?озак или мзксимум Q. Обычно область рациональных режимов лежит между i?omin и Qax. При этом необходимо также учитывать рабочее давление газа рр, ресурсы газа и коэффициент полезного действия газлифта. Может ставиться задача получения максимального количества жидкости (нефти) при заданном суммарном расходе газа, т. е. при минимальном удельном расходе газа в среднем по всем скважинам. Эту задачу можно решить по методике распределения газа в условиях его дефицита методом динамического программирования или более точным аналитическим методом.

Часто ограничиваются измерением Козак, рр и Q. Поэтому для построения индикаторной линии требуется расчет рз. По нисходящему потоку газа рассчитывают давление у башмака труб Pi, а для перехода к забойному давлению рз необходимо учесть гидростатическое давление газоводонефтяной смеси в интервале между башмаком и забоем и потери давления на трение смеси. При расчете pi по рр можно использовать формулу Адамова или ограничиться барометрической формулой. Потери на трение газа в газлифтной скважине составляют примерно 1-2 % pp. Движение газоводонефтяной смеси можно рассчитать по рассмотренной выше методике (см. § 6.4).

§ 8.12. ВНУТРИСКВАЖИННЫЙ ГАЗЛИФТ

Для организации внутрискважинного бескомпрессорного газлифта газовый пласт должен обладать достаточной энергией (давлением и запасами газа) для устойчивой и продолжительной работы.

Технологические схемы

Возможны различные технологические схемы ввода газа. По схеме рис. 8.8, а газовый пласт залегает над нефтяным. В скважину спускается один ряд НКТ 3 с двумя гидравлическими па-керами: нижний 10 разобщает газовый и. нефтяной пласты; верхний 5 отделяет затрубное пространство от газового пласта

Рис. 8.8. Технологические схемы вйутрискважинного газлифта:

/ - нефтяной пласт; 2 - газовый пласт; 3 - насосно-компрессорные трубы; -верхш1Й циркуляционный клапан; S - верхний гидравлический пакер; 5 -скважинная газлифтная камера; 7 - газлифтный клапан; « - телескопическое устройство; 9-нижний циркуляционный клапан; /О - нижний гидравлический пакер; - обратный клапан; 12 - верхний гидромеханический пакер; /3 - узел перекрестного течения; /4 - штуцер; /5- колонна труб; 16 - нижний гидромеханический пакер; 17 - пакер

высокого давления. Между пакерами имеется газлифтная камера 6 с газлифтным клапаном 7 или штуцерным устройством для регулирования расхода вводимого газа. Дополнительно в схему введены следующие узлы: обратный клапан для оп-рессовки НКТ и пакеров, посадки верхнего и нижнего гидравлических пакеров созданием избыточного давления в НКТ (это башмачный срезИой 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 5 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 газоиефтяная смесь. Подбором сменного штуцера проводят регулировку 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.

При необходимости одновременно-раздельного отбора части газа (рис. 8.8, б) в отличие от предыдущей схемы устанавливают узел перекрёстного течения 13 со съемным штуцером 14 или газлифтным клапаном. Часть газа через штуцер подается Б затрубное пространство для подъема нефти, а часть его