Файл: Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки.docx

В затрубное пространство нагнетают газ высокого давления, в результате чего уровень жидкости в нем будет понижаться, а в НКТ — повышаться. Когда уровень жидкости понизится до нижнего конца НКТ, сжатый газ начнет поступать в НКТ и перемешиваться с жидкостью. В результате плотность такой газожидкостной смеси становится ниже плотности жидкости, поступающей из пласта, а уровень в НКТ будет повышаться. Чем больше будет введено газа, тем меньше будет плотность смеси и тем на большую высоту она поднимется. При непрерывной подаче газа в скважину жидкость (смесь) поднимается до устья и изливается на поверхность, а из пласта постоянно поступает в скважину новая порция жидкости.
Дебит газлифтной скважины зависит от количества и давления нагнетаемого газа, глубины погружения НКТ в жидкость, их диаметра, вязкости жидкости и т.п Конструкции газлифтных подъемников определяются в зависимости от числа рядов насосно-компрессорных труб, спускаемых в скважину, и направления движения сжатого газа. По числу спускаемых рядов труб подъемники бывают одно- и двухрядными, а по направлению нагнетания газа — кольцевыми и центральными
При однорядном подъемнике в скважину спускают один ряд НКТ. Сжатый газ нагнетается в кольцевое пространство между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами, а газожидкостная смесь поднимается по НКТ, или газ нагнетается по насосно-компрессорным трубам, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству. В первом случае имеем однорядный подъемник кольцевой системы (а), а во втором — однорядный подъемник центральной системы (см. рис. б).
При двухрядном подъемнике в скважину спускают два ряда концентрически расположенных труб. Если сжатый газ направляется в кольцевое пространство между двумя колоннами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутренним подъемным трубам, то такой подъемник называется двухрядным кольцевой системы . Наружный ряд насосно-компрессорных труб обычно спускают до фильтра скважины.
При двухрядном ступенчатом подъемнике кольцевой системы в скважину спускают два ряда насосно-компрессорных труб, один из которых (наружный ряд) ступенчатый; в верхней части — трубы большего диаметра, а в нижней — меньшего диаметра. Сжатый газ нагнетают в кольцевое пространство между внутренним и наружным рядами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутреннему ряду.
Если сжатый газ подается по внутренним НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству между двумя рядами насосно-компрессорных труб, то такой подъемник называется двухрядным центральной системы (,г) Недостатком кольцевой системы является возможность абразивного износа соединительных труб колонн при наличии в продукции скважины механических примесей (песок). Кроме того, возможны отложения парафина и солей в затрубном пространстве, борьба с которыми в нем затруднительна.
Преимущество двухрядного подъемника перед однорядным в том, что его работа происходит более плавно и с более интенсивным выносом песка из скважины. Недостатком двухрядного подъемника является необходимость спуска двух рядов труб, что увеличивает металлоемкость процесса добычи. Поэтому в практике нефтедобывающих предприятий более широко распространен третий вариант кольцевой системы — полуторарядный подъемник (см. рис. 13.2,д), который имеет преимущества двухрядного при меньшей его стоимости.

Полуторарядный подъемник по существу, не отличается от двухрядного, за исключением того, что нижняя часть воздушных труб компонуется из труб меньшего диаметра (так называемый хвостовик); при этом создаются лучшие условия выноса песка и предотвращается образование на забое песчаной пробки. Кроме недостатков двухрядного подъемника, в полуторарядном подъемнике невозможно из-за наличия хвостовика увеличивать в большинстве случаев глубину спуска подъемника, хотя металлоемкость такой системы несколько меньше, чем двухрядной.
Преимущества: Возможность отбора больших объемов жидкости практически при всех диаметрах эксплуатационных колонн и форсированного отбора сильнообводненных скважин; Эксплуатация скважин с большим газовым фактором, т.е. использование энергии пластового газа; Малое влияние профиля ствола скважины на эффективность работы газлифта; Отсутствие влияния высоких давлений и температуры продукции скважин, а также наличия в ней мехпримесей (песка) на работу скважин.; Гибкость и сравнительная простота регулирования режима работы скважин по дебиту; Простота обслуживания и ремонта газлифтных скважин и большой межремонтный период их работы
Недостатки: Большие начальные капитальные вложения в строительство компрессорных станций: Сравнительно низкий коэффициент полезного действия (КПД) газлифтной системы; Возможность образования стойких эмульсий в процессе подъема продукции скважин.
Исходя из указанного выше, газлифтный (компрессорный) способ эксплуатации скважин, в первую очередь, выгодно использовать на крупных месторождениях при наличии скважин с большими дебитами и высокими забойными давлениями после периода фонтанирования.

Пусковое давление

Процесс пуска газлифтной скважины в эксплуатацию со­стоит в вытеснении жидкости воздухом (газом) из труб на­ружного ряда и в подводе нагнетаемого воздуха к нижнему концу подъемных труб или к рабочему отверстию на этих трубах для разгазирования столба жидкости в них. Макси­мальное давление при пуске газлифтной скважины в эксплу­атацию (пусковое давление) будет в тот момент, когда жидкость в скважине оттеснится сжатым газом до места ввода его в подъемные трубы. Это давление может быть самым различным в зависимости от системы газлифта, глубины скважины, статического уров­ня жидкости в ней, а также от плотности жидкости и дру­гих условий. Наиболее высо­кое пусковое давление дости­гается в однорядном лифте кольцевой системы при пода­че газа в подъемные трубы через их башмак.

При определенных услови­ях (существенная разница в диаметрах эксплуатационной колонны и подъемных труб, большая глубина скважины, невысокий столб жидкости до статического уровня) пусковое давление может достигать гид­ростатического давления жид­кости в скважине в точке вво­да газа в подъемные трубы: где р_пуск- пусковое давле­ние, ПА; ρ — плотность жид­кости, кг/м³; g — ускорение свободного падения; L — расстояние от устья до ввода газа в подъемные трубы.

Рабочее давление в действующей газлифтной скважине всегда меньше пускового, иногда в несколько раз. Это объяс­няется тем, что в процессе эксплуатации скважины давление сжатого газа в затрубном пространстве уравновешивает гид­ростатический столб в подъемных трубах газонефтяной сме­си с очень небольшой средней плотностью, а не жидкости, как при пуске скважины.

Способы снижения пускового давления

Самым эффективным  из таких способов является использование устройств, называемых пусковыми газлифтными клапанами. Они ставятся в скважинные камера ниже уровня жидкости. Газлифтные клапаны могут работать как от давления затрубного пространства, так и от  давления жидкостного столба в НКТ, а также от перепадов между ними значений  давления.

Пуск газлифтных скважин в эксплуатацию - это процесс, обеспечивающий снижение забойного давления, ниже пластового, в результате уменьшения плотности жидкости в стволе скважины за счет газирования этой жидкости. Процесс пуска состоит в доведении закачиваемого газа в межтрубном пространстве до башмака подъемных труб. Процесс пуска состоит в доведении закачиваемого газа до башмака подъемных труб, т. е. в отжатии газом уровня жидкости до башмака. Это означает, что объем жидкости в межтрубном пространстве V₁ должен быть вытеснен нагнетаемым газом. 

Вытесняемая жидкость перетекает в подъемные трубы, в результате чего уровень в них становится выше статического. Возникает репрессия на пласт, определяемая превышением столба жидкости Δh над статическим уровнем, под действием которой должно произойти частичное поглощение жидкости пластом. При плохой проницаемости пласта или наличии на забое илистых осадков, которые могут играть роль обратного клапана, т. е. пропускать жидкость из пласта и препятствовать ее поглощению, вся вытесняемая жидкость перетечет в подъемные трубы, так что объем V₁ будет равен объему жидкости V₂ перемещенной в трубы.

Исследование в газлифтной скважине проводится с целью:

1. Установления зависимости дебита нефти и воды от забойного давления, определения коэффициента продуктивности.

2. Установления зависимости дебита нефти и воды от расхода рабочего агента и на этой основе определения оптимального режима работы газового подъемника.

Забойное давление замеряют с помощью глубинного манометра или по давлению нагнетаемого рабочего агента. Чаще применяется способ исследования скважин при постоянном противодавлении на устье скважины, изменяя расход рабочего агента. В этом случае вначале устанавливают режим работы скважины при минимальном расходе газа, когда еще идет подача жидкости из скважины. Установленный расход газа поддерживается постоянно в течение нескольких часов для того, чтобы режим работы скважины установился. После этого замеряют дебит нефти, воды и газа в скважине и определяют расход сжатого газа. После этого увеличивают расход рабочего агента и вновь проводят те же самые замеры. Дебит жидкости возрастает с увеличением расхода рабочего агента, но до определенного предела, после которого дальнейшее увеличение расхода рабочего агента дебит скважины уменьшается. В этой связи исследование скважины заканчивают после того, как при последующих двух-трех режимах дебит нефти будет снижаться, а расход агента увеличиваться. По данным исследования строят кривые зависимости дебита скважины от расхода рабочего агента .

Рис. 80. Кривая зависимости дебита жидкости, удельного расхода газа и рабочего давления от количества нагнетаемого рабочего агента: 1 - дебит жидкости; 2 - рабочее давление; 3 - удельный расход газа

На этом графике строят кривую удельного расхода рабочего агента, показывающую, что при различных отборах жидкости изменяется количество нагнетаемого газа, необходимого для подъема из скважины 1 тонны нефти. На рис. 80 видно, что наименьший удельный расход газа получается не при максимальном дебите, а при меньшем отборе. По кривым 1 и 2 определяют количество рабочего агента, необходимого для работы данной скважины. Режим работы скважины устанавливают в зависимости от допускаемого отбора жидкости и производительности компрессорной станции. Если количество сжатого газа достаточно для полного обеспечения всех скважин на нефтепромысле без ограничения дебитов, то работают на режимах максимального дебита скважин, который показан наивысшей точкой на кривой 1.

А если сжатого газа на нефтепромысле недостаточно или отбор жидкости из скважины ограничен, тогда работают на режимах минимального удельного расхода газа. Режим работы скважин ежемесячно уточняется в зависимости от состояния разработки месторождения.

4. 1   2   3   4   5   6   7   8   9   10   ...   27