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

ный штуцер-вставку из износостойкого материала с калиброванным отверстием строго определенного диаметра. Диаметр штуцера определяет количество поступающей из скважины нефти и в зависимости от принятого режима работы скважины.

В процессе фонтанной эксплуатации необходимо обеспечивать сохранение дебита на всем ее протяжении. Наиболее частая причина уменьшения проходного сечения фонтанных труб на многих нефтяных месторождениях - отложения парафина на их внутренней поверхности. В нефтях ряда месторождений содержание парафина доходит до 3 %. В условиях пластового давления парафин растворен в нефти. Но по выходе из пласта и при подъеме нефти по фонтанным трубам парафин вследствие снижения давления выделяется из нефти и откладывается на стенках внутренней поверхности труб, уменьшая, а затем, если не принять мер, то и полностью закупоривая трубы. Для удаления парафина со стенок труб используют тепловое воздействие водяного пара или механические скребки, поднимаемые в трубах лебедкой. При тепловом воздействии через колонную головку в затрубное пространство фонтанных труб от передвижных установок подают водяной пар. При прохождении пара отложения твердого парафина на стенках труб расплавляются и выносятся с потоком нефти на поверхность. Скребки, опущенные в колонну фонтанных труб, при подъеме их лебедкой срезают парафин со стенок труб, а поток нефти выносит парафин на поверхность. Но наиболее эффективно предупреждение отложений парафина - покрытие внутренней поверхности фонтанных труб стеклом, лаками или эмалями. Выделяющийся из нефти парафин в этом случае не удерживается или слабо удерживается на внутренней поверхности труб и смывается потоком движущейся нефти.

Когда уровень пластового давления оказывается недостаточным для подъема нефти на поверхность, переходят к механизированным способам эксплуатации нефтяных скважин - газлифтному и насосному.

Газлифтную эксплуатацию нефтяных с/<-вэжи« осуществляют путем закачки в скважину газа или воздуха. В первом случае метод эксплуатации носит название газлифтной, а во втором, при закачке воздуха - эрлифтный. Название этих методов эксплуатации происходит от газ и лифт (подъемник) или эйр - воздух и лифт. Газ с поверхности в скважину подают под давлением путем его сжатия специальными газлифтными компрессорными станциями. Такой способ называют компрессорным. Однако газ в нефтяную скважину можно подать под давлением без его дополнительной компрессии из газовых пластов. Такой способ называют бескомпрессорным. В практике добычи неф-

в основном применяют газлифтный способ, так как при подаче воздуха в скважины возможно окисление нефти и ухудшение ее качества.

Рассмотрим принцип действия газлифтного подъемника. При газлифтной (или эрлифтной) эксплуатации в скважину опускают два ря-

да соосных труб. По затрубному пространству между наружной и внутренней трубами подают под давлением газ или воздух. Наружную трубу называют воздушной. Внутреннюю трубу, по которой нефть в смеси с газом или воздухом поднимается на поверхность, называют подъемной. Подъемная труба имеет меньшую длину по сравнению с воздушной. До закачки газа или воздуха жидкость в подъемной и воздушной трубах находится на одном уровне. Этот уровень называют статическим и обозначают Нт В этом случае давление жидкости на забое соответствует пластовому давлению, рпп = стРЗ. отсюда Н-г = Рпл/ {р9)

Представим, что по воздушной трубе (по затрубному пространству) в скважину под давлением закачивают газ. Тогда под давлением этого газа жидкость полностью вытесняется в подъемную трубу. После этого газ проникает в подъемную трубу и перемешивается с жидкостью. Плотность газированной жидкости уменьшается и по мере ее насыщения газом или воздухом достигается значительная разность в плотности газированной и негазированной жидкостей. Вследствие этого более плотная (негазированная) жидкость будет вытеснять из подъемной трубы газированную жидкость. Если газ в скважину подавать непрерывно, то газированная жидкость будет подниматься и выходить из скважины в систему сбора. При этом в затрубном пространстве подъем- ной трубы устанавливается новый уровень жидкости, называемый динамической высотой: А/дн = Рззь1р9. где Рзаб - забойное давление в скважине. При этом давление из башмака подъемной трубы Pj = = {L - h)pg = hpg, где L - длина подьемной трубы; - расстояние от устья скважины до динамического уровня; h = L - - глубина погружения подъемной трубы в жидкость.

На практике применяют газлифтные подъемники, двух видов - однорядные и двухрядные. В однорядном газлифтном подъемнике в скважину опускают только одну колонну труб, по которой газожидкостная смесь поднимается из скважины на повеохность. В двухрядном подъемнике в скважину опускают две соосные колонны труб. По затрубному пространству этих колонн с поверхности подают газ, а по внутренней колонне труб на поверхность поднимается газожидкостная смесь. Однорядный подъемник отличается меньшей металлоемкостью, но в нем нет достаточных условий для выноса песка и жидкости с забоя скважины. Поэтому однорядный подъемник применяют на скважинах, эксплуатируемых без воды и выноса песка. В двухрядном подъемнике вынос гдзожидкостной смеси происходит по внутренней трубу меньшего диаметра. За счет этого возрастают скорости подъема газожидкостной смеси и улучшаются условия для выноса из скважины воды и песка. Кроме того, двухрядный подъемник работает с меньшей пульсацией рабочего давления и струи жидкости, а это, в Свою очередь, снижает расход рабочего агента - газа. Поэтому, несмотря на увеличение металлоемкости, двухрядные подъемники применяют на

сильно обводненных скважинах при наличии на забое большого количества песка. С целью снижения металлоемкости применяют так называемую полуторарядную конструкцию, когда внешний ряд труб заканчивают трубами меньшего диаметра, называемых хвостовиком. Для оборудования газлифтных подъемников применяют насосно-компрессорные трубы следующих диаметров: в однорядных подъемниках -от 48до 89 мм и редко 114 мм; в двухрядных подъемниках-для наружного ряда труб 73, 89, 102 и 114 мм, а для внутреннего - 48, 60 и 73 мм. При выборе диаметров насосно-компрессорных труб необходимо иметь в виду, что минимальный зазор между внутренней поверхностью обсадной колонны и наружной поверхностью насосно-компрессорных труб должен составлять 12-15 мм.

Газлифтный метод эксплуатации нефтяных скважин обладает определенными преимуществами: простота скважинных конструкций, так как в скважине отсутствуют насосы с быстроизнашивающимися частями; размещение всего технологического оборудования на порерхности земли, что значительно облегчает наблюдение за его работой и упрощает проведение ремонтных работ; обеспечение возможности отбора из скважин больших объемов жидкости независимо от глубины расположения продуктивных пластов (до 1800 - 1900 т/сут); возможность эксплуатации нефтяных скважин при сильном обводнении и большом содержании песка; простота регулирования дебита скважины.

Однако газлифтный метод имеет и недостатки: большой объем первоначальных капитальных затрат для строительства мощных компрессорных станций и разветвленной сети газопроводов; низкий к.п.д. газлифтного подъемника и системы "компрессор - скважина"; повышенный расход насосно-компрессорных труб, особенно при применении двухрядных подъемников; быстрое увеличение расхода энергии на подъем 1 т нефти по мере снижения дебита скважины с течением времени эксплуатации.

Следует отметить, что первоначальные большие затраты на строительство мощных компрессорных станций и систем газопроводов быстро окупаются за счет низких эксплуатационных расходов, а себестоимость добычи 1 т нефти в итоге получается даже ниже по сравнению с насосными методами эксплуатации. Поэтому газлифтный метод эксплуатации получает все большее распространение.

Насосный способ добычи нефти применяют при прекращении фонтанирования скважин и снижении уровня нефти в скважинах до пределов, когда применение газлифтного способа эксплуатации становится неэкономичным. При насосной эксплуатации подъем жидкости осуществляют Засосами, опущенными в скважину ниже динамического уровня. Для этого используют штанговые скважинные плунжерные насосы и бесштанговые погружные центробежные электронасосы. Наиболее часто применяют штанговые скважинные плунжерные насосы.