Скидка на подшипники из наличия!
Уже доступен
Газлифтная эксплуатация представляет собой механизированный способ добычи нефти, при котором в скважину с поверхности подается сжатый газ для создания дополнительной энергии подъема пластовой жидкости. Данный метод применяется после прекращения фонтанирования вследствие снижения пластового давления до уровня, недостаточного для естественного подъема флюида.
Физическая суть процесса заключается в формировании газожидкостной смеси с пониженной плотностью внутри насосно-компрессорных труб. Закачиваемый рабочий агент смешивается с пластовой жидкостью на расчетной глубине, что приводит к снижению плотности смеси и, соответственно, гидростатического давления столба жидкости в подъемных трубах. Образовавшаяся разница давлений между затрубным пространством и внутренней полостью НКТ обеспечивает подъем продукции на поверхность.
В качестве рабочего агента используется углеводородный газ, компримированный до давления от 4 до 10 МПа. В отдельных случаях, при особых геолого-технических условиях, давление нагнетания может достигать 15 МПа. Применение воздуха для подъема жидкости не рекомендуется, поскольку это приводит к образованию устойчивых эмульсий в насосно-компрессорных трубах, требующих специальной обработки деэмульгаторами и продолжительного отстоя.
Газлифтные установки классифицируются по источнику сжатого газа. Компрессорная система предполагает использование специализированных промысловых компрессорных станций, развивающих необходимое давление и обеспечивающих требуемую производительность. Центральным элементом такой системы является компрессорная станция, включающая компрессорные агрегаты, входные и выходные сепараторы, промежуточные охладители, системы осушки газа и измерения расхода.
Бескомпрессорный газлифт реализуется при наличии вблизи месторождения источников природного газа с избыточным давлением 4–10 МПа. В качестве таких источников могут выступать газовые или газоконденсатные месторождения, либо газовые скважины, пробуренные в разрезе нефтяного месторождения. Данная схема часто применяется как временное решение до завершения строительства стационарной компрессорной станции.
По конфигурации колонны подъемных труб различают однорядные, двухрядные и полуторарядные подъемники. Однорядная конструкция предусматривает установку одной колонны НКТ диаметром от 48 до 89 мм, реже применяются трубы диаметром 114 мм. Данная схема характеризуется минимальной металлоемкостью и наиболее распространена в промысловой практике.
Двухрядная компоновка включает наружный ряд труб диаметром 73, 89 или 114 мм и внутренний ряд диаметром 48, 60 или 73 мм. Преимуществом такой конструкции является более плавный режим работы и эффективный вынос механических примесей из скважины. Недостатком служит увеличенный расход трубной продукции и усложнение спускоподъемных операций.
Кольцевая схема, применяемая в большинстве случаев, предусматривает подачу сжатого газа в затрубное пространство с подъемом газожидкостной смеси по центральной колонне НКТ. Обращенная схема, используемая в специфических условиях, реализует противоположную конфигурацию: газ нагнетается в центральную колонну, а смесь поднимается по кольцевому пространству.
Газлифтные клапаны подразделяются на три функциональные группы согласно ГОСТ 30767-2002 и API Spec 11V1. Пусковые клапаны предназначены для запуска скважины в эксплуатацию и её освоения после бурения или капитального ремонта. Рабочие клапаны обеспечивают непрерывную или периодическую эксплуатацию скважины на оптимальном режиме. Концевые клапаны устанавливаются вблизи башмака колонны НКТ для поддержания рабочего уровня жидкости ниже точки установки и предотвращения пульсирующей работы скважины.
По типу чувствительного элемента клапаны делятся на пружинные, сильфонные, мембранные и комбинированные. Пружинные клапаны используют механическую пружину в качестве упругого элемента. Сильфонные клапаны оснащаются герметичной камерой, заполненной азотом под определенным давлением, которое устанавливается при зарядке клапана и увязывается с параметрами конкретной скважины.
Наибольшее распространение получили сильфонные клапаны дифференциального типа. Основными узлами неуравновешенного сильфонного клапана являются корпус, узел зарядки азотом, сильфон, шток, седло и обратный клапан. Обратный клапан предотвращает обратный переток жидкости из НКТ в затрубное пространство, что критически важно при использовании пакеров с гидравлическим или гидромеханическим способом посадки.
Современная технология предусматривает установку газлифтных клапанов в специальных скважинных камерах эллипсного сечения, монтируемых на расчетных глубинах в компоновке насосно-компрессорных труб. Ключевым преимуществом данной схемы является возможность спуска и извлечения клапанов через колонну НКТ без подъема всей колонны труб, что существенно сокращает время и затраты на обслуживание оборудования.
Промысловая компрессорная станция для газлифтной эксплуатации представляет собой сложный технологический комплекс, обеспечивающий подготовку, сжатие и распределение рабочего агента по скважинам. В состав станции входят компрессорные агрегаты с приводом (электродвигатели, газотурбинные или газопоршневые двигатели), сепараторы для очистки газа от жидкостной фазы и механических примесей, аппараты воздушного охлаждения для снижения температуры газа после сжатия, установки осушки газа с системой регенерации этиленгликоля.
От компрессорной станции рабочий агент подается через газораспределительные пункты к индивидуальным скважинам. На устье каждой скважины устанавливается регулирующая аппаратура, как правило, мембранный регулятор давления, поддерживающий постоянное давление нагнетаемого газа. Данная мера необходима, поскольку в магистральных газопроводах часто наблюдаются колебания давления, которые могут нарушить стабильную работу скважин вплоть до их остановки.
Современная газлифтная система функционирует как замкнутая герметичная система высокого давления. После подъема продукции на поверхность газожидкостная смесь поступает в сепараторы первой ступени, где происходит отделение газовой фазы. Отсепарированный газ обогащается бензиновыми фракциями в результате интенсивного перемешивания с нефтью при движении по НКТ. Этот газ направляется на газобензиновые заводы для физической переработки с получением нестабильного бензина и других ценных компонентов.
После переработки и осушки газ вновь возвращается в цикл газлифтной эксплуатации, предварительно пройдя компримирование на компрессорной станции промысла до необходимого рабочего давления. Нефть после сепарации становится стабилизированной, что уменьшает её испарение при последующей транспортировке и хранении.
На устье газлифтной скважины монтируется специализированная арматура, выполняющая функции герметизации устья, подвески колонны насосно-компрессорных труб и обеспечения возможности проведения технологических операций. Конструктивно устьевая арматура газлифтных скважин аналогична фонтанной арматуре, однако может изготавливаться из материалов с меньшей массой, поскольку рабочие давления газлифта обычно ниже давлений при фонтанировании.
Расчет режима работы газлифтной скважины основывается на построении кривых распределения давления при движении газожидкостной смеси в подъемных трубах. Ключевыми величинами, подлежащими определению, являются удельный расход нагнетаемого газа и давление нагнетания. Удельный расход газа определяется как количество газа в стандартных кубических метрах, необходимое для подъема одного кубического метра жидкости на поверхность.
Для обоснованного выбора режимных параметров при заданном дебите необходимо построить несколько кривых распределения давления для различных значений удельного расхода газа. Рекомендуется принимать не менее четырех значений удельного расхода и строить соответствующее число кривых. Точка пересечения кривой распределения давления в НКТ с кривой распределения давления в затрубном пространстве определяет глубину ввода газа и рабочее давление для данного режима.
На гидравлической характеристике газлифтного подъемника, построенной в координатах перепад давления от расхода газа при постоянном расходе жидкости, выделяются две критические точки. Точка минимального перепада давления соответствует режиму с наименьшими гидравлическими потерями. Точка минимального удельного перепада давления характеризует режим с оптимальным соотношением перепада давления к расходу газа.
Удельная энергия, затрачиваемая на подъем жидкости, определяется только работой компрессорной станции при сжатии газа до необходимого давления. Пластовая энергия, хотя и расходуется на подъем, в данном расчете не учитывается. Построение графиков зависимости удельной энергии от расхода газа позволяет определить оптимальные параметры: рабочее давление, расход газа и глубину установки рабочего клапана.
Эффективность газлифтной эксплуатации зависит от продуктивности скважины, коллекторских свойств пласта, физических свойств нефти и режима пласта. Основными величинами, определяющими работу установки, являются дебит жидкости, рабочее давление и удельный расход газа. Эти параметры взаимосвязаны с конструкцией подъемника, глубиной ввода газа, диаметром подъемных труб и относительным погружением подъемника под динамический уровень жидкости.
Устьевое оборудование газлифтной скважины включает арматурную головку, фланцевые соединения, запорную и регулирующую арматуру. Устьевая арматура обеспечивает герметизацию устья, подвеску колонны НКТ и возможность проведения технологических операций по промывке скважины или спуску измерительных приборов. Типовое оборудование устья газлифтной скважины обозначается как ОУГ и выпускается в различных типоразмерах в зависимости от рабочего давления и диаметра труб.
Монтаж устьевого оборудования осуществляется с помощью специальной мачты, устанавливаемой на фланцевое крепление арматуры. Все манометры, предохранительные и выпускные клапаны устьевого оборудования должны быть исправны и регулярно проходить проверку согласно требованиям ФНП 534 (Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности).
Скважинная камера представляет собой элемент эллипсного сечения, входящий в компоновку насосно-компрессорных труб и обеспечивающий установку и извлечение газлифтных клапанов. Камеры монтируются на расчетных глубинах, определяемых гидродинамическими расчетами для конкретной скважины. Технология спуска и извлечения клапанов через НКТ с использованием специального инструмента существенно упрощает обслуживание скважин и сокращает межремонтный период.
Для работы с газлифтным оборудованием применяется комплект инструмента типа ГК, включающий стандартный набор для любых операций по обслуживанию, специализированные отклонители для посадки оборудования в скважинные камеры, инструмент для спуска клапанов и цанговый инструмент для извлечения. Операции выполняются с использованием лубрикаторной установки и лебедки, обеспечивающей спуск инструмента на проволоке диаметром до 2,5 мм на глубину до 4600 метров.
Газлифт позволяет отбирать большие объемы жидкости с больших глубин, эффективен при высоких обводненностях и содержании песка, обеспечивает длительный межремонтный период работы скважин. Расположение основного технологического оборудования на поверхности облегчает его обслуживание и ремонт. Метод допускает полную автоматизацию процесса и позволяет реализовать одновременно-раздельную эксплуатацию нескольких пластов.
Оптимальный удельный расход газа определяется путем построения гидравлических характеристик газлифтного подъемника для нескольких значений расхода газа при заданном дебите жидкости. На графике зависимости удельной энергии от расхода газа находится минимум, соответствующий оптимальному режиму работы с минимальными энергетическими затратами на подъем единицы продукции.
Пусковые клапаны предназначены для запуска скважины в эксплуатацию и освоения после бурения или ремонта. Они устанавливаются на нескольких глубинах и последовательно открываются при увеличении давления закачки, обеспечивая постепенное снижение уровня жидкости. Рабочие клапаны обеспечивают непрерывную или периодическую эксплуатацию на оптимальном режиме и устанавливаются на расчетной глубине ввода газа.
Газ должен быть очищен от механических примесей, жидкостной фазы и осушен до точки росы, исключающей конденсацию влаги при рабочих условиях. Содержание сероводорода и углекислого газа должно соответствовать требованиям коррозионной стойкости материалов оборудования согласно NACE MR0175/ISO 15156. Компримирование газа осуществляется поэтапно с промежуточным охлаждением для предотвращения перегрева и обеспечения оптимальной работы компрессоров.
Периодический газлифт применяется на скважинах с дебитами до 40–60 тонн в сутки или с низкими пластовыми давлениями, когда непрерывная закачка газа экономически нецелесообразна. При периодическом режиме происходит накопление жидкости в подъемных трубах с последующим выбросом столба жидкости при открытии клапана. Управление циклами осуществляется клапанами, реагирующими на давление в НКТ.
Контроль включает измерение устьевого и затрубного давлений, расхода нагнетаемого газа, дебита жидкости и обводненности продукции. Периодически проводятся исследования для снятия индикаторных линий и определения продуктивности скважины. Расчет забойного давления по устьевым параметрам осуществляется с использованием корреляций для многофазных потоков. Система телемеханики обеспечивает дистанционный мониторинг и управление режимами работы.
Вы можете задать любой вопрос на тему нашей продукции или работы нашего сайта.