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

стота циклов вызывает слишком высокий удельный расход нагнетаемого газа. В части (а) рисунка видно, что контроллер циклов вышел из строя.

в) Система подачи газа

Газ в скважину может подводиться из газовой скважины или с поверхности сжатый на компрессорной станции. Если дебит газа скважины или нагнетаемый газ газлифтных скважин имеет тенденцию пульсировать во время работы, то для обеспечения плавности снабжения газом к компрессорной станции и соответствующим пульсирующим скважинам подводятся дополнительные источники снабжения газом.

На рис. 2.4-47 показана так называемая закрытая круговая газ-лифтная система, в которой предусмотрены все основные виды оборудования для ведения процесса.

Нефть и газ, добываемые из ряда скважин, включающих группу фонтанирующих скважин Ки группу скважин при непрерывном газлифте Ki, группу скважин периодического газлифта Кз и группу насосных скважин К4, направляется в замерный сепаратор / и групповой сепаратор 2. Нефть собирается в резервуаре, где замеряется ее объем и где она доводится до определенных кондиций перед поставкой потребителю. Газ низкого давления от скважин поступает на компрессорную-

2

Рис. 2.4-47. Газлифтная система, модифицированная Уинклером и Смитом (1962 г.)

станцию 4 или в линию 7 к потребителям. Газ, предназначенный для закачки, направляется на прием компрессоров по трубопроводу 5, а по газопроводу 6 топливный газ поступает к двигателям компрессоров. После компрессорной станции часть газа через газлифтные скважины нагнетается в продуктивные пласты с целью поддержания давления. Газ для газлифта по газопроводу 8 поступает в распределительные

гребенки 10, а для поддержания пластового Давления по газопроводу 9 к нагнетательным скважинам Кн- Группы скважин К2 и Кз снабжаются газом через распределительные гребенки 10.

Нефтяной газ от ряда фонтанирующих скважин, скважин непрерывного газлифта и насосных подается на компрессоры, что обеспечивает достаточно надежную подачу газа к ним без значительных пульсаций. Дальнейшее сглаживание пульсации в системе происходит за счет подключения ее к газопроводу высокой производительности или к ряду непродуктивных скважин, используемых в качестве буферных емкостей Рь Регуляторы Vi и V2 предназначены для регулирования давления газа, направляемого в компрессоры. Если давление в трубопроводе 5 и в газопроводе 6 упадет слишком низко, клапан V4 автоматически компенсирует подачу газа от газовой скважины низкого давления Кг. I на компрессор. Если при этом не получат положительного результата, то клапан Vs перекроет линию к потребителям. Если давление газа в низконапорном газопроводе поднимется слишком высоко, давление в линии потребителя увеличится за счет открытия клапана V5. Если давление все же достигнет максимума, избыток газа через регулятор давления Si и вентиляционную линию направится в атмосферу и будет сжигаться. Объем хранилища газа линии высокого давления 12 увеличивается за счет емкости Рг, равную емкости Рь Когда давление в этой линии снизится, клапан Ve, автоматически соединит ее с линией для поддержания пластового давления или выборочно клапан У? автоматически откроет газовую скважину высокого давления Кг. 2-Если давление в системе поднимется слишком высоко, с помощью регулятора давления В2 избыток газа направится в систему низкого давления.

2.4.6. ПЛУНЖЕРНЫЙ ЛИФТ а) Принцип работы; особенности конструкции

Плунжерный лифт - вариант периодического газлифта. Его основная отличительная особенность заключается в наличии плунжера (поршня), вставленного в подъемную колонну труб для разделения жидкости от газа, поднимающего столб жидкости. Плунжер способствует значительному снижению прорыва газа через жидкость и уменьшению потерь нефти за счет отекания ее по стенкам подъемных труб. Это устройство позволяет использовать давление пластового газа для подъема скважинной жидкости. Действительно, плунжерный лифт будет позволять без посторонней помощи эксплуатировать некоторые скважины, которые не фонтанируют непрерывно естественным способом. Плунжерный лифт не применяется при низких забойных давлениях, так как давление газа в затрубном пространстве обсадной колонны действует непосредственно на забой скважины.

В промысловой практике применяют два типа плунжерного лифта: 1) с управлением временем циклов и 2) без управления.

Принцип действия лифта второго типа по существу совпадает с принципом действия плунжерного лифта, который был запатентован

15- 227

Юзом в 1927 г. (рис. 2.4-48). При нормальной работе нагнетаемый газ, если требуется, входит в затрубное пространство по газопроводу через открытую задвижку 3. Допустим, что плунжер / с закрытым клапаном 2 сидит на амортизаторе. Выше него в подъемных трубах имеется небольшой столб жидкости. Когда сила давления газа, накопившегося в затрубном пространстве и

действующего на плунжер, превысит вес плунжера вместе с весом столба жидкости и газа (выше плунжера), плунжер будет подниматься. Жидкость потечет через перфорированный патрубок на устье подъемной колонны и через открытую задвижку 5 в выкидную линию 10. Задвижки 4, 6 Vi 7 закрыты. Плунжер не может подняться выше пружины 12 верхнего амортизатора. Давление под плунжером снижается и клапан 2 открывается, что позволяет плунжеру падать вниз. При ударе о пружину 9 забойного амортизатора закрывается клапан 2, после этого плунжер может снова перемещаться вверх.

Этот тип плунжерного лифта не экономичен в малодебитных скважинах по следующим причинам. 1. Плунжер начинает перемещаться вверх сразу же после удара его о пружину забойного амортизатора и поднимать жидкость, накопившуюся в течение одного полного цикла подъема и спуска плунжера. Таким образом, если высота столба жидкости незначительна, то только небольшая часть энергии расширяющегося газа будет делать полезную работу, так как вес плунжера остается тем же самым независимо от веса жидкости выше него. 2. Между плунжером и подъемными трубами особенно в плунжерах с уплотнением жесткого типа, возможен значительный зазор, в результате чего происходит утечка жидкости по стенкам труб. Относительная величина этой потери жидкости тем больше, чем меньше высота ее подъема. 3. За время «падения» плунжера газ может вытекать из подъемной колонны без осуществления полезной работы. Экономический эффект плунжерного лифта может быть увеличен в малодебитных скважинах путем использования плунжерного лифта, регулируемого контроллером

Рис. 2.4-48. Плунжерный лифт системы Юза