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 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 [ 188 ] 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270

ке газа от влаги с использованием твердых адсорбентов; установки по очистке газа от сероводорода, механических примесей и т.п. Обязательным элементом подготовки газа является его подогрев в беспламенных газовых печах.

Основные операции подготовки природного газа:

1. На устье газовых скважин ввод в газ ингибиторов гидратооб-разования (хлористый кальций, метанол, гликоли).

2. Охлаждение газа с частичным понижением давления с целью отделения жидкости (низкотемпературная сепарация газа).

3. Дросселирование газа для снижения давления до рациональной величины.

4. Подогрев газа в газовых печах.

5. Пропускание газа через аппараты высокого давления (фильтры-пылеуловители) для отделения механических примесей. Эта операция является чрезвычайно ответственной, в противном случае возможна эрозия газлифтных клапанов, регулирующей и контрольно-измерительной аппаратуры.

В системе газораспределения газ охлаждается, и происходит выпадение конденсата, поступающего в специальные конденсатосбор-ники, которые периодически очищаются. Подогрев газа является эффективным средством предотвращения осложнений в системе газораспределения, обусловленных гидратообразованием. Для подогрева газа используются различные печи - как стационарные, так и передвижные (передвижные подогреватели газа ППГ). Подо-феватели газа устанавливаются у газовых скважин, часто - вдоль газопровода, а также перед газораспределительным пунктом (ГРП).

Газораспределительный пункт является одним из основных элементов системы газораспределения и в нем сосредоточены управление и контроль за работой группы газлифтных скважин. Как уже отмечалось, к ГРП подводят две газовые линии: линия пускового (высокого) и линия рабочего давления. Регулировка рабочих парамефов каждой газлифтной скважины (давления и расхода) осуществляется на ГРП, в котором для этих целей устанавливаются одна или несколько газораспределительных батарей блочного исполнения. Каждая газораспределительная батарея (ГРБ) рассчитана на подключение определенного количества скважин, например, ГРБ -14 (батарея рассчитана на подключение 14 газлифтных скважин). Газораспределительная батарея имеет регулирующую и измерительную аппаратуру для каждой подключенной скважины, позволяю-

щую устанавливать и поддерживать оптимальный режим работы каждой скважины.

На ГРП при необходимости в закачиваемый газ можно вводить ингибиторы, например, ингибиторы коррозии, парафинообразова-ния и т.п., различные ПАВ и другие реагенты, улучшающие процесс эксплуатации газлифтных скважин и предотвращающие возможные осложнения. В этом случае на ГРП устанавливают специальные дозировочные насосы, осуществляющие дозированную подачу необходимых ингибиторов или реагентов в газовую линию каждой газлифтной скважины.

Таким образом, газлифтная эксплуатация скважин требует разветвленной инфраструктуры газоснабжения и газораспределения, что сказывается на себестоимости добычи нефти этим способом.

В процессе разработки происходит изменение параметров пластовой системы, приводящее к изменению первоначального расчет ного режима работы газлифтных скважин. Корректировка расчетного режима возможна на основе точного знания изменений в пластовой системе, которые могут быть установлены по результатам исследования скважины. Технология исследования газлифтных скважин базируется на измерении давления и объема закачиваемого газа.

8.9. ОСОБЕННОСТИ ИССЛЕДОВАНИЯ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН

Исследование газлифтных скважин на нестационарном режиме работы проводится стандартным методом, описанным ранее. Исследование газлифтных скважин на стационарных режимах работы базируется на взаимосвязи дебита скважины (подачи подъемника), рабочего давления и расхода (объема) закачиваемого газа. Сущность этого метода заключается в изменении и регистрации расхода нагнетаемого газа V, а также в инструментальной регистрации соответствующих значений дебита скважины (подачи подъемника) Q и рабочего давления газа на устье скважины.

Изменение расхода нагнетаемого газа определяет изменение подачи подъемника Q, а так как исследование проводится на стационарных режимах работы системы, то подача подъемника равна дебиту скважины. Совершенно очевидно, что переход от одного стационарного режима к другому приводит к нестационарному процессу, наблюдаемому в системе в определенный промежуток времени. Так, при определении расхода газа, если подача подъемника меньше дебита скважины, происходит подъем скважинной

продукции в затрубное пространство (при однорядном подъемнике), увеличение рабочего давления газа и, соответственно, забойного давления, что приводит к снижению дебита скважины до величины подачи подъемника и установления стационарного режима работы системы. Если расход газа таков, что подача подъемника больше дебита скважины, происходит снижение рабочего давления закачиваемого газа и, соответственно, забойного давления, что приводит к увеличению дебита скважины и установлению стационарного режима работы системы. Таким образом, изменяя расход нагнетаемого в скважину газа, можно изменять рабочее давление, а следовательно, забойное давление и дебит скважины, добиваясь на каждом режиме закачки газа стационарного состояния системы. Замер забойного давления производится глубинным манометром, спускаемым в скважину. В ряде случаев можно ограничиться измерением рабочего давления, расхода газа и дебита скважины, а забойное давление определять расчетным путем.

Исследование газлифтной скважины начинают с малых расходов газа, при которых возможна работа скважины и доводят до таких расходов, при которых дебит скважины начинает снижаться в сравнении с максимально достигнутой его величиной. Результаты такого исследования представлены на рис. 8.9 для пяти стационарных режимов работы системы (точки А, Б, В, Г и Д на зависимости Q=f (К) и А, Б, В, ГиД - на зависимости = /(F). Указанные зависимости используют для построения индикаторной диаграммы скважины. Индикаторная диаграмма может быть построена в виде: зависимость дебита скважины Q в функции рабочего давления При этом предполагается, что рабочее давление адекватно забойному давлению Р. Взаимосвязь рабочего давления Р, измеряемого на устье скважины, с давлением у рабочего клапана Р (башмака Pg) и забойным давлением Р описывается следующими уравнениями:

зас=/.+(А-Я,)р1, (8.94)

Р,=Рр-ДР,р., + Р, (8.95)

Рз., = Рр - ЛР., + Р, + (4 - Я, )p:.„g, (8.96)

где - глубина скважины, м;

- глубина рабочего клапана (башмака), м;