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

ни, зависящие от состава и содержания песка в скважинной жидкости, следует определять степень износа фонтанного штуцера и при необходимости заменять его.

2.4. ГАЗЛИФТ

Газлифт (непрерывный или периодический) - механизированный способ добычи нефти, при котором в эксплуатационную скважину с поверхности нагнетается газ высокого давления. Энергия давления этого газа способствует подъему жидкости из скважины. Непрерывный газлифт можно рассматривать как естественное продолжение фонтанной эксплуатации скважины. При этом способе дополнительно к пластовому газу, которого оказалось недостаточно для обеспечения фонтанной эксплуатации, в скважину с поверхности подводится газ или сжатый воздух. Обычно сжатый газ входит в подъемные трубы через газлифтные клапаны, расположенные на определенной глубине, и аэрирует жидкость в подъемных трубах, поступающую из пласта. Этот способ добычи нефти обладает значительными преимуществами, так как при подъеме жидкости используется весь пластовый газ, поступающий в скважину. Газлифт более экономичен в скважинах с высоким динамическим забойным давлением и высокой производительностью, так как в этих условиях удельный расход нагнетаемого газа имеет тенденцию удерживаться на низком уровне. Кривые градиента давления Джилберта, приведенные в Приложении, показывают, например, что если из скважины глубиной 2000 м ежедневно добывается 95,3 м жидкости через 73-мм насосно-компрессорные трубы при динамическом забойном давлении 5 МПа, тогда при давлении на устье 0,1 МПа удельный расход нагнетаемого газ составляет 140 м/м. Если динамическое забойное давление будет только 3 МПа при том же самом дебите, то удельный расход газа будет уже 350 мм. При динамическом забойном давлении 3 МПа и суточном дебите жидкости 7,9 м удельный расход газа составит 480 м/м.

В процессе разработки месторождения дебит и динамическое забойное давление обычно снижаются, что вызывает постепенное увеличение удельного расхода нагнетаемого газа.

Процесс простейшего заканчивания скважины для периодического газлифта такой же, как и для непрерывного газлифта. Основная особенность периодического газлифта заключается в том, что сжатый газ нагнетается в подъемные трубы не постоянно, а в виде отдельных порций (пробок) в тот момент, когда в подъемных трубах накопится достаточное количество жидкости. Эти газовые пробки действуют как поршень и проталкивают на поверхность жидкость, накопившуюся в трубах. Суточный удельный расход сжатого газа в удовлетворительном приближении равен удельному расходу газа за каждый цикл. Для периодического газлифта при низких дебитах и низких забойных давлениях скважины требуется меньшее количество сжатого газа, чем для непрерывного газлифта; с понижением забойного давления потребное количество сжатого газа почти не уменьшается, пока количество жидкости, поднимаемое за цикл, остается неизменным. Так, на-

пример, удельный расход сжатого газа в скважине глубиной 2000 м с дебитом 7,9 м/сут жидкости при забойном давлении 0,5 МПа составляет около 300 м/м. Недостатком периодического газлифта является то, что пластовый газ, добываемый с жидкостью, не используется для ее подъема. Специфичная разновидность периодического газлифта - плунжерный лифт, в котором жидкость и столб газа разделены плунжером, изготовленным из металла или пластика. Наличие плунжера значительно снижает проскальзывание газа через жидкость. Главное преимущество плунжерного лифта состоит в том, что удельный расход нагнетаемого газа при средних забойных давлениях незначителен, даже если дебит скважины небольщой. Кроме того, пластовый газ способствует подъему жидкости.

2.4.1. НЕПРЕРЫВНЫЙ ГАЗЛИФТ

а) Теория добычи

На рис. 2.4-1 приведена одна из возможных схем закапчивания скважины для эксплуатации непрерывным газлифтом одного продуктивного пласта. Затрубное пространство обсадной колонны в скважине герметизировано пакером 2, установленным на уровне башмака подъемных труб. Во время устойчивой непрерывной эксплуатации скважины из всех установленных газлифтных клапанов открыт только рабочий клапан /. Сжатый газ, необходимый для обеспечения фонтанирования скважины, подается в затрубное пространство скважины по нагнетательной линии 3 и проникает в подъемные трубы через рабочий клапана /. Оба потока газа (нагнетаемого и пластового) стабильны или квазистабильны. В подъемных трубах пластовая жидкость и нагнетаемый газ поднимаются вместе. Падение давления потока в подъемных трубах можно определить методами, рассмотренными в главе 1.4, так же как при фонтанной эксплуатации. Расчет работы непрерывного газлифта состоит в том, чтобы определить оптимальный диаметр и длину подъемных труб; глубину, на которой необходимо непрерывно нагнетать газ; типы, размеры и глубины устанавливаемых газлифтных клапанов, а также найти решение о конструкции газлифтной установки - пакерной или беспакерной.

При подборе размеров подъемных труб критерием оптимизации служит условие: будет ли фонтанировать скважина при заданном динамическом забойном давлении с минимально возможным газовым фактором или при максимально возможным дебите с данным потребляемым количеством нагнетаемого газа. В обоих вариантах принимается, что давление на устье подъемных труб ру. р имеет минимально возможное значение, достижимое при данном поверхностном оборудовании для сбора и сепарации нефти.

На ранней стадии применения газлифта сжатый газ неизменно подавался в подъемные трубы через башмак. Затрубное пространство не изолировалось пакером. Если при такой конструкции скважины давление нагнетаемого газа меньше, чем заданное динамическое забойное давление, то длина колонны подъемных труб должна быть меньше глубины скважины. При современном заканчивании скважины

11-546 1 61

колонна подъемных труб спускается до забоя и по высоте ее предусматриваются отверстия для прохода нагнетаемого газа. Эти отверстия обычно оборудуются газлифтными клапанами. Удельный расход нагнетаемого газа при непрерывном газлифте будет меньше, если подъемная колонна достигает забоя скважины. Если жидкость на первом этапе движения к поверхности поднимается в обсадной колонне, которая

ZckB -

Рис. 2.4-2. Определение точки ввода нагнетаемого газа в подъемные трубы

Рис. 2.4-1. Газ-лифтная установка непрерывного действия

имеет обязательно больший диаметр, чем подъемные трубы, то удельный расход газа или градиент давления фонтанирования для этого этапа не будут оптимальными. Точка впуска сжатого газа в подъемную колонну должна находиться у забоя скважины только в том случае, если давление этого газа равно или больше рабочего забойного динамического давления. Если давление закачки газа меньше, то точка впуска газа в подъемные трубы должна быть выше забоя. Действительную глубину впуска сжатого газа можно определить по методике, изложенной ниже (рис. 2.4-2). Принимаем, что сжатый газ поступает в подъемные трубы через башмак, который не достигает забоя скважины. Кривая / (кривая градиента давления) начинается из точки А - точки с динамическим забойным давлением на забое скважины на глубине Lckb при дебитс ж, пластовом газовом факторе Rr и диаметре обсадной колонны di; кривая отражает изменение давления газа с глубиной в затрубном пространстве. В точке Б пересечения линий / и давление нагнетаемого газа достигает давления жидкости, поднимающейся в затрубном пространстве; по ординате определяется длина подъемных труб Lr, кривая III - это кривая изменения давления в подъемных трубах при дебите и газовом факторе Rt+Ro (пласто-