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

поднимается на поверхность по колонне НКТ. Для изменения глубины ввода газа к посадочному ниппелю узла перекрестного течения подвешивается колонна труб 15 соответствующей длины, обеспечивающая ввод газа на необходимой глубине. Если нет надобности в добыче газа, то устанавливается глухая пробка, открывается циркуляционный клапан и нефть поднимается по затрубному пространству и НКТ.

В более простых конструкциях (рис. 8.8, в, г, д) регулированием противодавления газа у устья и настройкой клапана обеспечивается подача газа заданного расхода при необходимом давлении. Имеется также ряд других конструкций внутрискважинного газлифта. В настоящее время выпускаются комплектные установки для внутрискважинного газлифта типа УВЛ и УВЛГ, где буква Г указывает на возможность одновременно-раздельной добычи газа из газового пласта в той же скважине.

Внутрискважинный и в целом бескомпрессорный газлифт нашел широкое применение на месторождениях Западной Сибири, где газовые пласты залегают над нефтяными. Газ из газовых скважин (не менее двух) подается непосредственно в нефтяные скважины того же отдельного куста (автономный бескомпрессорный газлифт). Более эффективно применение внутрискважинного газлифта с отбором части газа по внутреннему каналу. Тогда газ нагревается нефтью и без подготовки поступает в нефтяные скважины того же куста.

Особенность проектирования внутрискважинного газлифта заключается в необходимости увязки совместной работы нефтяного и газового пластов.

Преимущества внутрискважинного газлифта

Внутрискважинный газлифт по сравнению с компрессорным и бескомпрессорным характеризуется наибольшей зффективностью. Эффективность работы любого механизма или системы определяется коэффициентом полезного действия, равного отношению полезной (отдаваемой) мощности к подведенной (полной) мощности. При многократном превращении или передаче энергии отдаваемая мощность одним звеном в то же время является подводимой энергией последующего звена системы. Общий коэффициент полезного действия всей системы как отношение отдаваемой системой мощности и подведенной к ней мощности равен произведению коэффициентов полезного действия на всех ступенях энергии. Тогда для всего компрессорного газлифтного комплекса

Лглк = 11гд11кс11мг111 pCtlprllcKB, (8.57)

где т]глк, Цгл, Цис, Цмг, Цтрб, Црт, Лскв- коэффицнент полезного действия соответственно газлифтного комплекса (0,14-0,35), газо-284

вого двигателя компрессора (0,43), поршневого компрессора (0,85), магистрального газопровода (0,98), газораспределительной батареи (0,94), разводящего газопровода (0,98) и скважины (0,41 при интервале изменения 0,1-0,6). В скобках указаны усредненные значения коэффициентов полезного действия газлифтного комплекса и его звеньев для условий Западной Сибири. Анализ этих значений выявляет два направления повышения эффективности: уменьшение числа звеньев, т. е. применение внутрискважинного газлифта; повышение коэффициентов полезного действия каждого звена, особенно газового двигателя и газлифтной скважины. Коэффициенты полезного действия звеньев системы, кроме газового двигателя и компрессора, тем выше, чем меньше отличаются давления на входе и выходе из звена. Повышения энергетической эффективности системы можно достичь правильным подбором параметров работы газлифтной (рз, Рр, р2, d) и смежных систем (систем сбора продукции, ППД). В целом коэффициент полезного действия внутрискважинного газлифта составляет приблизительно 0,35, тогда как компрессорного и бескомпрессорного -0,14-0,32.

§ 8.13. ПЕРИОДИЧЕСКАЯ ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ

Наиболее эффективна работа газлифта при относительном погружении е=0,6. По мере уменьшения е (соответственно уменьшения Рз или то же Pi) удельный расход закачиваемого газа Назгк существенно возрастает и при е->0 стремится к бесконечности. Поэтому при малых рх газлифтная эксплуатация становится энергетически и экономически невыгодной. В таких условиях необходим перевод работы скважины на насосный способ эксплуатации или при развитом газлифтном хозяйстве на периодический газлифт И. Г. Белов рекомендует перевод с непрерывного газлифта на периодический осуществлять при общем удельном расходе газа не менее 200 м/м на 1000 м глубины спуска 73-мм подъемных труб и дебите менее 50 т/сут. Выбор способа эксплуатации или перевод с одного способа на другой следует обосновывать технико-экономическими расчетами. Известно несколько разновидностей периодического газлифта. Принципиально их можно разделить на две группы по наличию камеры замещения.

Периодический газлифт без камеры замещения

Самая простейшая разновидность периодического газлифта без камеры замещения - так называемый перемещающийся (сменяющийся с чередованием) газлифт. Он по существу является установкой обычного непрерывного газлифта (см. рис. 8.1, в), НО отличается наличием артомата периодической подачи газа

Р} -

Pi -

Рис. 8.9. Изменение забойного давления во времени за один цикл при работе перемежающегося газлифта:

/ - накопление жидкости; 2 - продавка; 3 - выброс жидкости и разрядка давления газа в скважине

Рис. 8.10. Установки периодического газлифта:

/ - регулятор циклов; 2 - автомат газо-подачн; 3 - насосно-компрессориые трубы; 4 - скважнниая газлифтная камера; 5 - рабочий газлифтный клапаи; 6 -пакер; 7 - обратный клап1и; 8 - камера замещения; 9 - разрядный клапан; 10 - верхний амордизатор; - выкидной клапан; 12 - поршень (плунжер); /3 - нижний амортизатор

В затрубное пространство. Перемещающийся газлифт работает периодически на режиме повторных пусков. Характер изменения рз при его работе показан на рис. 8.9. Продолжительность цикла (ц) можно разделить на периоды накопления (t„), продавки (/„), выброса жидкости и разрядки давления в скважине (ts). Большая амплитуда изменения рз при многократном повторении циклов может вызвать разрушение призабойной зоны. При рз>рпл происходит поглощение части жидкости пластом (оно прекращается только при высоком пластовом давлении рпл или малых коэффициентах продуктивности). Разрядка давления в трубах и затрубном пространстве обусловливает большой расход газа. Поэтому перемежающийся газлифт (рис. 8.10, а) в настоящее время на практике почти не встречается. Эф-286

фективность его работы можно повысить (рис. 8.10) путем установки пакера 6 (для отделения затрубного пространства от забоя), использования рабочего газлифтного клапана 5 (для ввода газа из затрубного пространства в подъемные трубы) и установки обратного клапана 7 на конце НКТ (для предотвращения передачи давления смеси на забой). Дебит скважины при периодическом газлифте всегда меньше, чем при непрерывном, так как среднеинтегральное забойное давление рз за цикл больше постоянного забойного давления рзо при непрерывной эксплуатации. Чем короче ц, т. е. больше частота циклов, тем больше приближается рз к рзо, тем меньше потеря в добыче нефти. Сопоставив экономию от уменьшения удельного расхода газа, энергии и других затрат со стоимостью потерянной нефти, можно оптимизировать работу периодического газлифта, установить продолжительность периода накопления, частоту циклов.

Периодический газлифт с камерой замещения

Более эффективен периодический газлифт с камерой замещения (насос замещения, лифт замещения или камерный газлифт, в котором накопившаяся жидкость замещается газом). Лифтом замещения можно эксплуатировать скважины при очень низких забойных давлениях (до 0,1 МПа), независимо от значения коэффициента продуктивности. Выделяют двух- и однорядные лифты замещения (рис. 8.10, б, в). Чем больше объем камеры замещения на единицу длины, тем выше эффективность работы лифта.

Двухрядный лифт замещения (см. рис. 8.10) предусматривает оборудование скважины двумя рядами труб 3: наружным для закачки газа и внутренним для подъема жидкости. На конце наружного ряда труб 3 устанавливается камера замещения 8, снабженная обратным клапаном 7. Отсечка газа может осуществляться на устье с помощью автомата 2 или на забое с помощью специального устройства.

В настоящее время для периодического газлифта выпускаются однорядные установки типа ЛП (см. рис. 8.10, в). Регулятор цикла времени / периодически открывает газу доступ в затрубное пространство, открывается съемный газлифтный клапан 5 и газ поступает в камеру замещения 8, вытесняя накопившуюся в ней жидкость. Затем происходит разрядка подъемных труб от давления закачиваемого газа (разрядка камеры замещения от остатков газа осуществляется с помощью разрядного клапана 9). В момент начала разрядки регулятор / срабатывает и автомат газоподачи 2 перекрывает доступ закачиваемому газу в скважину. По мере снижения давления внутри камеры открывается приемный клапан 7, и она снова наполняется новой порцией жидкости. Дальше цикл повторяется.

Настройкой регулятора ЦиКЛа времени оптимизируют работу скважины по максимальному дебиту и минимальному удельному расходу газа.

Плунжерный и гидропакериый лифты

К периодической газлифтной эксплуатации относят также плунжерный и гидропакериый лифты, работа которых основана на использовании только пластового газа (без подачи газа в скважину). Их следует рассматривать как переходящие к механизированным способам эксплуатации, когда внедрение последних запаздывает или газ срывает работу насосов. Для их применения в основном используют следующие скважины: слабо фонтанирующие с малым устьевым давлением; периодически фонтанирующие; недавно прекратившие фонтанирование, т. е. скважины с удельным расходом пластового газа, достаточным для проявления неустойчивого фонтанирования.

Установка плунжерного лифта состоит из одноразмерной колонны подъемных труб с нижним пружинным амортизатором, устьевой арматуры с верхним пружинным амортизатором и плунжера, который имеет клапан, закрывающийся снизу вверх. Выкид скважины постоянно открыт в сборную линию. Плунжер представлен пустотелым цилиндром длиною 0,5-0,6 м и массой около 6 кг. Существует множество различных конструкций плунжеров (с расширяющимся уплотнением и др.). Зазор между плунжером и внутренней стенкой НКТ составляет всего 1,5- 2 мм (перед спуском НКТ тщательно шаблонируют). Плунжер выполняет роль подвижной перегородки между жидкостью и газом и тем самым уменьшает скольжение газа. Плунжер при открытом клапане падает в НКТ. Шток клапана плунжера, ударяясь об нижний амортизатор, закрывает клапан. Потоком газа из затрубного пространства плунжер выталкивается вверх вместе со столбом жидкости над ним. После выброса жидкости давление под плунжером уменьшается и за счет большего давления над плунжером открывается клапан. Регулирующее устройство на устье (типа соленоидов) задерживает плунжер jj)e-гулирование цикла). Затем цикл повторяется. Плунжерный лифт может работать также с периодической подкачкой газа в затрубное пространство. Вследствие большой трудоемкости работ по подготовке НКТ и частых неполадок плунжерный лифт не нашел применения.

Отличительной особенностью гидропакерного лифта (лифта со свободным поршнем или с гидропакерным автоматическим поршнем, периодического газлифта с перекрытым выкидом) является то, что выкид скважины перекрыт (рис. 8.10, г), плунжер размещается с большим зазором в трубах и при желании 288

может быть заменен поршнем 12 (без клапана). Установка работоспособна и без поршня (плунжера).

Работа установки при использовании поршня и регулятора циклов, действующего от затрубного давления (возможны и другие принципы его работы), заключается в следующем. После перекрытия выкидного клапана поток газа в подъемных трубах практически прекращается и поршень падает на нижний амортизатор 13. Поступающий из пласта газ в основном идет в затрубное пространство, а жидкость - в подъемные трубы 3. Когда давление газа в затрубном пространстве достигнет заданного значения, регулятор цикла / открывает выкидной клапан . Газ из НКТ быстро сбрасывается в сборную систему, а газ из затрубного пространства поднимает поршень 12 со столбом, жидкости над ним до устья. При подходе поршня к устью автомат закрывает выкидной клапан и выброс прекращается. Цикл снова повторяется. Для успешной работы установки пластовое давление должно быть больше 3 МПа.

Известны также других видов периодические газлифты, сочетающие в различной комбинации отличительные элементы (перекрытие- выкида, использование автомата газоподачи, поршня или плунжера). В настоящее время работают только единичные установки периодического газлифта.

Контрольные вопросы

1. Как влияет поглощение жидкости пластом на Пусковое давление и размещение пусковых газлифтных клапанов?

2. Охарактеризуйте газлифтные клапаны, которые нашли наибольшее применение на отечественных промыслах.

3. Расскажите о принципах использования номограмм распределения давления при расчете газлифтных подъемников.

4. Объясните преимущества внутрискважинного газлифта по сравнению с компрессорным и бескомпрессорным.

10 в. с. Бойко