НДиС Кузьмин В.Г.
Ульяновск 2014
Ульяновск 2014
Общее обязательное условие для работы любой фонтанирующей скважины
Забойное давление (Рз) должно быть достаточно большим, чтобы преодолеть гидростатическое давление (Ргс) столба жидкости в скважине (рассчитанное по вертикали); трение (Ртр), связанное с движением этой жидкости в подъёмнике; противодавление на устье скважины (Ру).
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН
pтр - потери давления на трение;
pу противодавление на устье скважины
Величины коэффициента сопротивления λ определяются через число Re по соответствующим графикам или аппроксимирующим формулам.
ФОНТАНИРОВАНИЕ ЗА СЧЕТ ЭНЕРГИИ ГАЗА
Фонтанирование жидкости, содержащей пузырьки газа. При фонтанировании за счет энергии газа плотность столба ГЖС в фонтанных трубах мала, поэтому гидростатическое давление столба такой смеси будет меньше.
Фонтанирование скважины может происходить при давлении на забое выше давления насыщения (газ будет выделяться на некоторой высоте в НКТ) или ниже давления насыщения (на забой скважины вместе с нефтью поступает свободный газ) .
При добыче газа фонтанный способ является основным.
Это скважина, в которой нефть изливается на поверхность за счет естественной энергии нефтяного пласта
На устье каждой скважины устанавливается фонтанная арматура (трубная головка и фонтанная ёлка), которая обеспечивает:
ФОНТАННАЯ СКВАЖИНА
Подъем нефти осуществляется по НКТ, опускаемым до кровли продуктивного пласта
Насосно-компрессорные трубы (НКТ)
Основные размеры НКТ, предусмотренные существующим стандартами:
НКТ гладкие с резьбой треугольного профиля с узлом уплотнения из полимерного материала отличаются высокой герметичностью и меньшим коррозионным износом резьбы.
Производятся НКТ (муфтовые гладкие)
ГОСТ 633-63:
Усилия, при которых напряжения в нарезанной части трубы достигают предела текучести – страгивающая нагрузка
Тройниковая схема с двухструнной елкой применяется для скважин, в продукции которых содержатся мех. примеси.
Фонтанная елка;
Трубная головка;
Запорные устройства;
Крестовина;
Штуцер;
Буфер с трехходовым краном и манометром.
Созданием противодавления на выкиде фонтанной ёлки установкой устьевых штуцеров
Созданием местного сопротивления у башмака НКТ путем применения глубинных штуцеров (распространены в зарубежной практике)
Подбором диаметра и длины колонны НКТ
Отверстия в штуцере выбираются в зависимости от заданного режима работы скважины
Предназначен для ступенчатого и бесступенчатого регулирования режима работы скважины.
Ступенчатое регулирование осуществляется с помощью устанавливаемых в гильзу насадок разного диаметра.
Пробковые краны
Шаровые краны
Прямоточные задвижки
Регулировочный винт, позволяет регулировать рабочий зазор между уплотнительными поверхностями корпуса и пробки.
Уплотнение регулировочного винта осуществляется манжетами, с помощью грундбуксы. Краны наполняются смазкой «Арматол-238» через 150÷180 циклов работы.
С целью повышения коррозийной стойкости пробка подвергается сульфатации
Задвижка типов ЗМС и ЗМС-1 с ручным приводом
Управление осуществляется как принудительно, так и автоматически при срабатывании пневмопилота.
Проходной – для перекрытия потока рабочей среды
Трехходовой – для распределения потока (подачи потока жидкости и газа в различных направлениях)
Лубрикатор устанавливают при закрытой задвижке 2 без нарушения режима работы фонтанной скважины, нефть из которой поступает непрерывно в боковой отвод 9. Перед спуском прибора в скважину отворачивается сальниковая крышка 4, через которую продергивается кабель или проволока.
Измерительные приборы спускают в скважины на проволоке без остановки скважин. Поскольку на устьях всегда имеется давление, то измерительные приборы в действующую скважину вводят через лубрикатор.
Устройства для спуска измерительных
приборов в скважину
Осложнения в работе фонтанных скважин и их предупреждение
(наиболее типичные и наиболее опасные по своим
последствиям осложнения)
Для предупреждения открытых фонтанов при эксплуатации фонтанных скважин применяются комплексы типа КУСА и КУСА‑Э.
Управление клапаном-отсекателем может быть пневматическим (тип КУСА) или электрогидравлическим (типа КУСА-Э).
Комплексы могут обслуживать от одной до восьми скважин в случае разгерметизации устья, при отклонении от заданных параметров (давления, дебита) работы скважин.
В результате образуется ГЖС такой плотности, при которой имеющегося давления на забое скважины достаточно для подъема жидкости на поверхность.
Компрессорный газлифт (сжатый компрессором попутный газ или воздух - эрлифт);
Бескомпрессорный газлифт (природный газ под естественным давлением при наличии вблизи газовых месторождений или скважин с достаточными запасами и необходимым давлением);
Внутрискважинный бескомпрессорный газлифт (газ из продуктивного пласта, вскрытого той же скважиной).
Схема подачи и вид источника рабочего агента
Непрерывный газлифт (реализуется тогда, когда продуктивность скважины достаточно высока);
Периодический газлифт (реализуется в случае низкой продуктивности скважины по схеме с перепускным клапаном или по схеме с камерой накопления).
Схема действия
ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН
Пусковое давление всегда больше рабочего. Это осложняет промысловое обустройство и технику эксплуатации газлифтных скважин, так как для их пуска необходимо иметь источник газа высокого давления в виде специального компрессора и газовой линии, рассчитанной на пусковое давление.
После прорыва газа через башмак подъемных труб и выноса части жидкости, скважина переходит на установившийся режим работы с соответствующим отбору динамическим уровнем, и с соответствующим этому уровню рабочим давлением.
Пуск газлифтной скважины
Комплекс газлифтного оборудования включает:
СКВАЖИННОЕ
Насосно-компрессорные трубы (НКТ);
Пакеры (могут устанавливаться у нижнего конца НКТ для предотвращения ухода жидкости в пласт при пуске скважины и для уменьшения пульсаций);
Пусковые и рабочие клапаны (служат для подачи газа в поток жидкости).
Системы газоснабжения
Природный газ газовых месторождений нуждается в предварительной подготовке:
Установки для низкотемпературной сепарации газа
Абсорбционные установки для отделения тяжелых бензиновых фракций, осушки газа от влаги, очистки от сероводорода, механических примесей
Подогрев газа в беспламенных газовых печах перед подачей его в скважины.
Отработанный газ после интенсивного перемешивания с нефтью в подъемных трубах насыщается тяжелыми газообразными углеводородами и для повторного использования также требует предварительной подготовки.
Предназначено для добычи жидкости газлифтным способом из условно-вертикальных и наклонно-направленных скважин.
Наиболее широко применяются газлифтные установки ЛН, рассчитанные на рабочее давление 21 и 35 МПа, максимальную глубину спуска скважинного оборудования - 3500 м, температуру скважинной среды до 120°С
Устьевое и скважинное оборудование
механические «М» (а, б);
гидравлические «Г» (в, г);
гидромеханические «ГМ».
Механический пакер расширяется при воздействии осевой нагрузки (масса НКТ).
Оболочка гидравлического пакера расширяется при подаче в нее жидкости.
По способу посадки пакеры подразделяют на:
ПВ – воспринимающий усилие от перепада давления, направленного вверх;
ПН – воспринимающий усилие от перепада давления, направленного вниз;
ПД – воспринимающий усилие от перепада давления, направленного как вниз, так и вверх.
Пакеры выпускаются следующих типов:
Установка внутрискважинного газлифта УВЛ
Циркуляционный клапан;
Пакер;
Забойное устройство;
Съемный дроссель;
Золотник забойного устройства;
Телескопическое устройство;
Пакер
Подъемники для непрерывной эксплуатации скважин
В скважину спускают один ряд НКТ
В скважину спускают два ряда НКТ, причем наружный ряд обычно спускают до фильтра скважины
Полуторарядный подъемник имеет преимущества двухрядного при меньшей его стоимости.
Цикл работы.
Перепускной клапан 5 закрыт, давление под обратным клапаном 7 со стороны скважины больше, чем давление со стороны подъемника и клапан 7 открывается. Продукция поступает в подъемник, уровень жидкости в нем растет.
Растет и давление на сильфон перепускного клапана 5, который срабатывает от давления в подъемнике. При достижении заданного перепада давлений между давлением газа в затрубном пространстве и давлением жидкости в подъемнике, клапан 5 открывается, газ поступает в подъемник, обратный клапан 7 закрывается, происходит газирование жидкости и выброс ГС на поверхность.
Перепад давлений на сильфон снижается и перепускной клапан 5 закрывается. Под действием давления у башмака подъемника обратный клапан открывается.
Подъемники для периодической эксплуатации скважин
Двухрядный подъемник с камерой накопления.
Предназначен для периодической эксплуатации малодебитных скважин, работающих с осложнениями.
Многообразие схем газлифтных подъемников позволяет эффективно эксплуатировать скважины с различными дебитами и различными условиями эксплуатации
Представляет собой комбинацию подъемников с перепускным клапаном и с камерой накопления.
Пусковые клапаны обеспечивают последовательное газирование жидкости в скважине при пуске, после чего закрываются.
Рабочие клапаны регулируют поступление рабочего агента в продукцию и предназначены для уменьшения пульсаций и поддержания заданной добычи жидкости.
Классифицируются:
В рабочем (открытом) положении нижний клапан закрыт, верхний клапан открыт.
Газ под давлением из затрубного пространства PК через отверстие 8 поступает в НКТ и газирует продукцию скважины.
Через определенный промежуток времени давление в подъемнике и внутри корпуса 11 снижается.
Основным элементом является сильфонная камера 4, заполненная азотом до давления PС.
На штоке 3, соединенном с сильфонной камерой, имеется клапан 2.
Через отверстия 8 и открытый клапан 2 газ из затрубного пространства поступает при давлении PК.
Газлифтные клапаны являются дорогостоящими сложными системами, требующими высококачественных материалов и высокоточной технологии их изготовления.
Газлифтный клапан для наружного крепления,
управляемый давлением в НКТ
Необходимость наличия источника газа высокого давления (большие начальные капитальные вложения в строительство компрессорных станций);
Проблемы с застыванием и гидратами;
Возможность образования стойких эмульсий в процессе подъема продукции скважин.
Сложность полного извлечения флюида из малопродуктивных скважин и скважин с низким забойным давлением;
ГАЗЛИФТ
ПРЕИМУЩЕСТВА
НЕДОСТАТКИ
Если не удалось найти и скачать презентацию, Вы можете заказать его на нашем сайте. Мы постараемся найти нужный Вам материал и отправим по электронной почте. Не стесняйтесь обращаться к нам, если у вас возникли вопросы или пожелания:
Email: Нажмите что бы посмотреть