Оборудование для подъема жидкости (газа) из скважин

Оборудование для эксплуатации скважин фонтанным и газлифтным способами (стр. 3 из 8)

Фонтанная арматура скважины соединяется с промысловыми коммуникациями сбора пластовой жидкости или газа с помощью манифольда, который представляет собой сочетание трубопроводов и запорных устройств, а иногда и клапанов, обвязывающих фонтанную арматуру. Манифольд служит для подключения к трубному и затрубному пространствам агрегатов для проведения различных операций при пуске и эксплуатации скважины.

Манифольды фонтанной арматуры обычных нефтяных скважин состоят из нескольких задвижек, крестовиков, тройников, и других элементов. На более ответственных нефтяных скважинах манифольд состоит из большего числа элементов. Еще более сложны манифольды для высокодебитных газовых скважин.

Рисунок 9. Манифольды фонтанной арматуры: а — манифольд газовой скважины; б — манифольд нефтяной скважины.

В фонтанной арматуре 1 за катушкой 2 и угловыми регулирующими штуцерами 3 и 4 обе рабочие струны и струны затрубного пространства обвязываются манифольдом с задвижками, крестовиками, тройниками, катушками, КИП, предохранительными клапанами и продувочно-задавочной линией, состоящей из линий 5 для подключения агрегатов, сбора глинистого раствора 6, подключения сепаратора 7, штуцеров 8, ДИКТа 9 и факельной линии 10.

Манифольд обеспечивает подачу в скважину ингибитора; глушение с помощью продувочно-задавочной линии и продувку скважины по трубному и затрубному пространствам; проведение газодинамических исследований; подключение насосных агрегатов на достаточном расстоянии от устья; безопасного сжигания газа и конденсата в факеле; сбор глинистого раствора и других рабочих жидкостей при освоении; глушение и интенсификацию притока жидкости к забою.

В манифольдах фонтанной арматуры газовых скважин применяются клапаны-отсекатели, отключающие скважину при понижении и повышении давления по сравнению с заданным. Арматура и манифольд газлифтных и нагнетательных скважин собираются из элементов, часть которых составляет арматуру и манифольд фонтанных скважин.

1.2. Подземное оборудование

При добыче нефти трубы применяются для крепления стволов скважин и для образования каналов внутри скважин, подвески оборудования в скважине, прокладки трубопроводов по территории промысла. Типы применяемых труб весьма разнообразны, но можно выделить три основные группы: 1) насосно-компрессорные трубы; 2) обсадные и бурильные трубы; 3) трубы для нефтепромысловых коммуникаций.

1.2.1. Насосно-компрессорные трубы

Из насосно-компрессорных труб (НКТ) составляются колонны, спускаемые в скважину. Колонны НКТ служат в основном для следующих целей:

– подъема на поверхность отбираемой из пласта жидкости, смеси жидкости и газа или одного газа;

– подачи в скважину жидкости или газа (осуществления технологических процессов, интенсификации добычи или подземного ремонта);

– подвески в скважине оборудования.

Для фонтанного и газлифтного подъемников используются так называемые насосно-компрессорные трубы (НКТ).

Используются при гидроразрыве пласта или его солянокислотной обработке, при работах с внутрискважинным оборудованием, при ловильных работах, промывках песчаных пробок, для внутрипромысловых коммуникаций.

Насосно-компрессорные трубы отличаются материалом, группами прочности, герметичностью, противокоррозионной стойкостью, резьбой, быстротой стыковки, размерами, сопротивляемостью отложению парафина и солей (рис. 10).

Рисунок 10. Классификация насосно-компрессорных труб.

Гладкие трубы проще в изготовлении, но их концы ослаблены нарезанной на них резьбой. Трубы с высаженными наружу концами имеют одинаковую прочность по основному телу и у резьбы. Эти трубы называются равнопрочными.

Рисунок 11. Схемы типов соединений стальных насосно-компрессорных труб: а – неравнопрочное муфтовое; б – равнопрочное муфтовое с высадкой наружу; в – равнопрочное безмуфтовое с высадкой наружу; г –равнопрочное безмуфтовое с высадкой внутрь; д – равнопрочн равнопрочное муфтовое с приварными резьбовыми концами.

Наибольшее применение к настоящему времени получили стальные цельнокатаные неравнопрочные НКТ с муфтовыми резьбовыми соединениями (рис. 11, а). Неравнопрочность НКТ определяется разницей между площадями сечений тела трубы и в зоне резьбы, где снижение несущей способности пропорционально уменьшению площади сечения.

Неравнопрочные НКТ используются в качестве подъемных труб на скважинах малых и средних глубин. Широкое же их применение объясняется относительной простотой изготовления и меньшей стоимостью.

Трубы с высаженными наружу концами. Резьба нарезана на утолщенной части, что обеспечивает равенство площадей рабочего сечения и сечения по телу гладкой части трубы. Равнопрочные НКТ позволяют примерно на 25% сократить расход металла на колонну НКТ по сравнению с неравнопрочными и значительно увеличить максимальные глубины их спуска.

Новая конструкция. Равнопрочность в этом случае достигается привариванием коротких нарезанных концов труб к трубе с геометрическими размерами и формами примерно соответствующими резьбовой части неравнопрочной НКТ.

В последние годы применяются так называемые безмуфтовые гибкие трубы длиной до 800, а в некоторых случаях 1200—1500 м. Эти трубы выпускаются с прокатного стана полной строительной длины без промежуточных соединений и сматываются в бухту. Они спускаются в скважину со специального агрегата, обычно смонтированного на большегрузной автомашине.

На агрегате расположены барабан с намотанными трубами, привод барабана и выпрямляющий узел, располагаемый над скважиной. Колонна труб сматывается с барабана, где она может деформироваться по радиусу барабана, проходит через выпрямляющее устройство (в нем находится около 2 м трубы) и спускается выпрямленная в скважину.

Через такую колонну труб можно подавать жидкость в скважину для промывки песчаных пробок, спускать оборудование для ремонтных и эксплуатационных работ.

Естественно, что при таких безрезьбовых гибких трубах резко сокращается время спуска и подъема колонн, ликвидируются трудоемкие работы по свинчиванию и развинчиванию резьбовых соединений.

К недостаткам относится громоздкость оборудования для спуска и подъема труб.

Материал НКТ.

НКТ изготовляют главным образом из углеродистых сталей разных групп прочности с пределом текучести от 380 до 750 МПа. В настоящее время начали применяться НКТ из сплава на алюминиевой основе.

Прочность сплава ниже минимальной прочности стали для НКТ, однако плотность сплава почти втрое меньше плотности стали, чем и определяется целесообразность применения легкосплавных труб, особенно в агрессивных средах газа или пластовой жидкости, по отношению к которым этот материал более стоек, чем сталь.

Наличие больших, непрерывно увеличивающихся ресурсов алюминия и производственных мощностей для изготовления легкосплавных труб в условиях постепенного роста доли разрабатываемых месторождений нефти и газа с агрессивными средами, а также большое значение, которое имеет уменьшение веса оборудования, в частности НКТ, делают использование легкосплавных НКТ весьма перспективным.

В последнее время делаются попытки использовать полимерные материалы и стекловолокно для изготовления НКТ.

Целесообразность этого обусловливается их стойкостью по отношению к большей части агрессивных сред, особенно при высоких концентрациях в них H2S и СО2. Кроме того, НКТ из полимеров, как и легкосплавные, имеют малые массы.

Примеры условных обозначений насосно-компрессорных труб приведены ниже:

трубы из стали группы прочности Е с условным диаметром 60 мм, толщиной стенки 5 мм:

— 60х5-Е ГОСТ 633-80 — для гладких труб;

— В-60х5 ГОСТ 633-80 — для труб с высаженными наружу концами;

— НКМ-60х5 ГОСТ 633-80 — для высокогерметичных труб;

— НКБ-60х5 ГОСТ 633-80 — для высокогерметичных безмуфтовых труб.

По массе труб допускается отклонение от +6,5 до -3,5% для исполнения труб А (более точное исполнение) и от +8 до -6% для исполнения труб Б (менее точное исполнение).

Внутренний диаметр НКТ проверяется шаблоном длиной 1250 мм с наружным диаметром на 2..2,9 мм меньше номинального внутреннего диаметра трубы (меньшее отклонение для труб небольшого диаметра). На толщину стенки установлен минусовый допуск в 12,5% от толщины.

Трубы изготовляются из сталей следующих групп прочности: Д, К, Е, Л, М, Р:

Группа прочности стали Предел текучести не менее, МПа

Д ………………………………………………………… 379(373)

К …………………………………………………………. 491

Источник: https://mirznanii.com/a/191164-3/oborudovanie-dlya-ekspluatatsii-skvazhin-fontannym-i-gazliftnym-sposobami-3

Оборудование для газлифтной эксплуатации скважин

Газлифтную добычу нефтегазовых ресурсов можно рассматривать как более прогрессивную альтернативу традиционного метода фонтанной разработки скважин.

Его отличают элементы пассивного извлечения целевых материалов, чему способствует энергия газа.

Данная особенность газлифтной эксплуатации скважин обуславливает и специфику технической организации процесса добычи, что напрямую отражается в характеристиках применяемого оборудования.

Принципы добычи в газлифтных скважинах

Технология предполагает выполнение подъема пластовой воды или нефти из канала за счет избыточного давления в скважине, которое создается газами. При этом требуется и подключение активных смесей – в частности, сжатого компрессорным способом попутного газа.

В некоторых месторождениях активным агентом выступает и воздух, находящийся под естественным давлением. Использование компрессора – опционально. Его введение в технологический процесс во многом зависит от требований к объемам добычи и мощностей используемого оборудования.

В любом случае главный функциональный принцип газлифтного способа эксплуатации скважины заключается в обеспечении процесса газирования жидкостного ресурса. Давление в скважине по мере наращивания газификации будет снижаться, поэтому может требоваться искусственное (компрессорное) сжатие смеси для повышения давления.

Объем притока на поверхности напрямую зависит от текущих параметров газлифта, которые могут регулироваться рабочей оснасткой.

Отличия от эксплуатации фонтанных скважин

По большому счету газлифт является тем же фонтанным методом добычи, но с дополнительным стимулятором движения потоков. Активный газ направляется с поверхности по стволу скважины к башмаку, где и происходит эффект обогащения, снижающий усилия, требуемые для подъема ресурса.

Очевидно, что такое решение нуждается в подключении дополнительных мощностей – в том числе функции насосного оборудования. Более того, в некоторых конфигурациях требуется и обустройство отдельного канала подачи газа. Но есть и принципиальные факторы, при которых становится невозможна эксплуатация скважины фонтанным способом.

Газлифтный метод добычи является безальтернативной заменой фонтанному в следующих случаях:

• При высокой температуре жидкости.
• При высоком газосодержании добываемого ресурса.
• При наличии песка в забое.
• При наличии солевых отложений и парафина.

Иными словами, все, что осложняет эксплуатацию насосного оборудования при обслуживании скважины, в разной степени обуславливает потребность в дополнительной стимуляции подъема жидкостного ресурса.

Технология применения газовоздушных смесей

Запуск воздуха в скважину с жидкостью способствует формированию устойчивой эмульсии, но этого недостаточно для последующих операций с ресурсом. Обычно в комбинации добавляются поверхностно-активные вещества для подогрева и поддержания отстоя.

В процессе сепарации уже на поверхности после извлечения раствора создаются условия для предотвращения пожара, поскольку газовоздушные эмульсии легко воспламеняются. Что касается газовой составляющей, то чаще всего применяют углеводородные смеси. Это решение оправдано с экономической и технологической точек зрения.

Отработанный углеводород в дальнейшем собирается в специальном резерве и утилизируется. В зависимости от качества этого газа, он может быть применен для получения нестабильного бензина.

Инфраструктурную основу эксплуатации скважины образует затрубная оснастка, непосредственно трубы и насосы. Данная система обеспечивает возможность перетока жидкости внутри ствола и ее дальнейший подъем. Столб поднимаемой жидкости регулируется запорной арматурой с клапанами на нескольких уровнях.

Управляя этой оснасткой, оператор может снижать или увеличивать мощность перетока в зависимости от текущих параметров газификации ресурса, которые естественно влияют на интенсивность подъема. При эксплуатации фонтанных и газлифтных скважин может использоваться и аппаратура для измерения рабочих показателей.

В частности, применяются манометры для определения давления и многофункциональные аппараты для учета гидростатических и температурных показателей. В большей степени наличие данных устройств продиктовано соображениями безопасности, но знание величины давления необходимо как фактор регуляционного процесса.

В системах с автоматическим управлением манометры могут без участия оператора влиять на изменение параметров движения перетока. Такая схема применяется в условиях высокотехнологичной промышленной разработки месторождений, где в обязательном порядке также ведется учет дебита.

Подготовка оборудования к работе

К рабочему процессу допускаются трубы и клапаны с сопутствующей оснасткой, которые в принципе способны работать в условиях проектных величин давления.

Например, клапаны по результатам предварительного расчета проходят специальные испытания на стендах, где оценивается четкость их срабатывания и устойчивость к механическим нагрузкам.

Вся технологическая оснастка подвергается гидравлическим испытаниям с нагрузками, в которых будет осуществляться эксплуатация газлифтной скважины с конкретными характеристиками. На этом этапе подготовки главным параметром проверки выступает герметичность оборудования.

Организация эксплуатационного процесса

После успешного проведения испытаний оборудование направляется в скважину. На фланце колонной головки фиксируется крестовина монтажной арматуры. Далее в ствол погружаются следующие компоненты технической инфраструктуры:

• Пакер с ниппелем.
• Непосредственно ниппель.
• Скважинная камера (в сборе с клапанами).
• Запорная арматура.

На завершающем этапе выполняется монтаж наземной арматуры с опрессовочным оборудованием и техникой для сепарации и отвода газа.

После подключения насоса осуществляется пуск газлифтной скважины в эксплуатацию с последующей подачей рабочего агента. С этого момента начинается постоянный контроль состояния клапанов и давления в камерах скважины.

Когда жидкость поднимется до первого рабочего клапана, оборудование автоматически переводится на установившийся режим добычи.

Скважинная камера и ее разновидности

Данное функциональное устройство представляет собой сварную конструкцию, содержащую ниппель, рубашку, направляющие элементы и карман. Ее основу составляет овальная труба с окном, к которому приваривается карман. В этой же части располагаются и направляющие для перетока.

Ниппель, который находится внутри верхнего окончания рубашки, предназначен для фиксации направления газлифтного кармана с клапаном. В системе эксплуатации газлифтной скважины камера занимает место под насосно-компрессорными трубами – ее точечно позиционируют под текущий уровень жидкости.

На практике используются камеры разных типов, которые отличаются по конструкционному устройству, способу установки и наличию дополнительной регулирующей оснастки.

Эксплуатация скважинной камеры

Перед вводом в рабочий процесс камера подвергается осмотру и проверке на герметичность входных отверстий. В некоторых конфигурациях предварительно осуществляется стыковка данного устройства с трубами скважины через резьбовые соединения. Для подачи газа через камеру к боковым отверстиям на корпусе подключаются специальные патрубки с клапанами.

В процессе эксплуатации оборудования для газлифтной скважин посредством установленных патрубков и сильфона производится газировка нефтяного ресурса уже на уровне забоя до нужного коэффициента. По мере подъема жидкости интенсивность подачи газа может меняться посредством регуляции положения клапанов.

На случай аварии или после полного прекращения газификации нефти в карманах камеры монтируется глухая пробка.

В данном случае клапан выступает центральным регулирующим звеном, обеспечивающим функцию регуляции процесса обогащения жидкости газом. Конструкция данного элемента достаточно простая – ее основу формирует комбинация шток-седло и крепежное приспособление.

При газлифтном способе эксплуатации нефтяных скважин может применяться и обратный клапан. Данная модификация содержит в конструкции корпус и запорный наконечник, предназначенный для полного прекращения перетока.

В отличие от пробки, обратный клапан не меняет положение своей конструкции и в зависимости от текущих нужд может открываться для обратного хода жидкости.

Принцип работы газлифтных клапанов

В нормальном состоянии клапан удерживает выходные отверстия камеры, постоянно находясь под давлением газожидкостной смеси определенной величины. По мере повышения до установленного показателя сильфонной нагрузки происходит автоматическое открытие клапана.

Он выпускает массу рабочего агента в жидкость, сохраняя этот режим до момента, пока нагрузка вновь не опустится до намеченного уровня. Также функция клапанов при эксплуатации газлифтных нефтяных скважин может регулироваться давлением нагнетательного газа с обратной стороны.

В такой системе применяется неуравновешенная схема управляемой запорной арматуры.

Заключение

Использование традиционного способа эксплуатации фонтанных скважин считается оптимальным решением в большинстве случаев разработки месторождений.

Его техническая организации не требует подключения сложного оборудования, но в условиях планомерной добычи на крупных месторождениях данная система нерациональна.

В свою очередь, добыча в газлифтных скважинах с периодической эксплуатацией демонстрирует технико-экономическую эффективность на промыслах, где отмечается снижение дебита на уровне менее 50 т/сут.

Источник: https://FB.ru/article/448720/oborudovanie-dlya-gazliftnoy-ekspluatatsii-skvajin

Оборудование газлифтных скважин

При добыче нефти одним из самых распространенных способов по подъему ресурсов на поверхность являются газлифтные скважины, позволяющие использовать специальный газ для искусственного поднятия горючей жидкости.

Данный способ актуален для подъема большого количества жидкости, а также при работе с большим количеством песчаных слоев. Для работы необходимо собрать более легкую, нежели для эрлифтовой откачки, конструкцию, а добыча нефти отличается меньшими потерями в процессе добычи.

Используемый для подъема газ можно использовать вторично, хотя это требует нового процесса сбора и компрессии.

Что такое газлифтная скважина?

Газлифтные скважины – разновидность, которая требует подвода специально подобранного газа по выделенному каналу. Данный газ позволяет разгазировать нефть и получить максимальное количество продукта.

После того, как обнаруженное месторождение прекращает фонтанировать, производится устройство газлифта, поскольку нехватка энергии пластов вынуждает прибегать к искусственному подъему жидкости. Дополнительную стимуляцию создает собственно газ, который вводится в сжатом виде внутрь. Основной принцип работы заключается в подаче газа к башмаку колонны, где он перемешивается с нефтью.

Данная консистенция поднимается по специально подготовленным трубам наверх. Вводимый газ усиливает давление пластов, которое может меняться со временем при постепенном истощении скважины.

Чаще всего газлифтный способ добычи используется в скважинах с высоким дебитом, а также сильным забойным давлением. Также газлифтные скважины могут быть устроены в песчаных грунтах с высокой сыпучестью, с наличием других отягощающих процесс добычи факторов. К таким факторам относится постоянная подтопляемость, непосредственная близость к болоту или водоему и т.д. Высокая эффективность позволяет максимально быстро извлечь большую часть нефти без энергозатрат и потерь самой жидкости. Отсутствие трущихся элементов в конструкции позволяет снизить затраты и на обслуживание скважины.

На устье таких скважин монтируется специальная арматура, которая выполняет основную герметизирующую функцию, а также служит для подвешивания труб для подъема нефти.

Арматурная конструкция позволяет также провести различные операции по спуску оборудования/механизмов по стволу скважины, который может потребоваться при ремонте или обслуживании.

Чаще всего на газлифтной скважине применяется арматура, используемая на фонтанном этапе разработки, также может использоваться более легкий материал.

Нередко арматура монтируется в свободную область между трубами либо в центральные элементы, чтобы вызвать нагнетание газа.

Если в процессе разработки выявляется отложение частиц парафина, на арматурной конструкции может быть устроен специальный лубрикатор: через него внутрь вводится скребок для очистки от подобного вещества.

Другой способ защитить конструкцию от парафиновых отложений – применение труб из более современных материалов (например, конструкции с эмалированными внутренними стенками не позволяют парафину скапливаться).

Также устье скважины газлифтного типа оснащается оборудованием для регулировки.

Перепады давления могут вызвать перебои в поднятии жидкости и нередко тормозят работу, поэтому в системе центрального газоснабжения ставится оборудование по измерению колебаний, расхода, применяется специальная арматура.

Главным плюсом в развитии эксплуатации подобных скважин стало освоение новой технологии, согласно которой стало возможным работать с клапанами оборудования непосредственно через трубы НКТ, которые устанавливаются на расчетной глубине в отведенной для них камере. В результате при повреждении какого-либо элемента не требуется извлекать трубы на поверхность, и достаточно вынуть оборудование наверх без демонтажа основной колонны.

Расчетные места газлифтных скважин оборудуются эксцентричными камерами, в которых помещаются клапана. При спуске с карман клапан может уплотниться посредством специальных резиновых колец и защелки.

Снаружи между кольцами есть отверстия, служащие для выпуска газа наружу.

В верхнем сегменте камеры располагается втулка, которая направляет рабочий инструмент, а на его конце монтируется пружинный механизм, который служит для высвобождения клапанной головки после того, как элемент окажется в своем кармане.

Исследование газлифтных скважин

Работы по исследованию газлифтной скважины должны проводиться для решения следующих задач:

• Выявление режима функционирования с наименьшим расходом используемого газа.
• Снятие линии индикатора и выявление показателей притока.
• Вычисление, на какую глубину будет вводиться оборудование в газлифтную скважину.

В рамках исследования газлифтной скважины часто можно наблюдать некоторую пульсацию, при которой жидкость и газ выбрасываются наружу по очереди. Газовый расход при этом будет значительно сильнее, и чтобы бороться с эффектом пульсации, необходимо устанавливать на конце специальный клапан.

При исследовании газлифтной скважины необходимо выявить оптимальный режим функционирования, для чего специалисты изучают дебиты и отслеживают их изменения. Последнее выявляется посредством сравнения уровня газа при подаче и непосредственно в скважине: несовпадения объема приводят к нарушению пропускной способности оборудования.

Подобный дефект провоцирует изменения баланса между жидкостью, которая появляется из пластов, и самим подъемником, поэтому жидкость либо скапливается, либо уходи из пространства за трубами. В результате исследования наблюдается перепад давлений, и это напрямую влияет на количество возможной добычи нефти из газлифтной скважины.

Когда режим функционирования газлифтной скважины установлен стабильно, следует спустить манометр и выяснить, каково в данный момент забойное давление.

Манометрические измерения позволяют получить максимально точные результаты исследования, однако сам спуск вызывает затруднения во многих случаях.

Ввиду этого измерения чаще касаются параметров рабочего давления, расхода средств, вычислением удельного веса газа, используемого в том или ином режиме, и дебитов. Чаще всего используются сверхчувствительные приборы и уловители, в том числе пеленгаторы шума. Последний тип устройства представляет собой микрофон, и его опускают в скважину, чтобы определить посторонние явления и их характер по акустическому шуму.

Выводы

Газлифтные скважины применяются для добычи нефти достаточно часто, и для их функционирования необходимы соответствующие устройства. Проведение подробных исследований позволит определить характер проблемы при нарушении эксплуатации оборудования, выявить продуктивность и особенности работы скважины, для чего используется современное оборудование.

: Что такое газлифтная добыча нефти

Источник: http://snkoil.com/press-tsentr/polezno-pochitat/oborudovanie-gazliftnykh-skvazhin/

Газлифтная эксплуатация нефтяных скважин: использование газлифта

С течением времени при эксплуатации нефтяной скважины снижается уровень пластового давления, вследствие чего нефть перестает фонтанировать. Для возобновления притока добываемого сырья переходят на механизированные методы эксплуатации скважин, которые подразумевают ввод дополнительной энергии  с поверхности. Газлифтная эксплуатация нефтяных скважин является одним из таких способов.

Газлифтный способ эксплуатации нефтяных скважин

К основным преимуществам этого метода относятся:

• он позволяет отбирать  большие объемы жидкостей при любом диаметре эксплуатационной колонны, а также дает возможность  форсировать  отбор из скважин с высокой степенью обводненности;
• с его помощью можно эксплуатировать скважины с высоким показателем газового фактора; другими словами, этот способ дает возможность  использовать энергию пластовых газов, даже в скважинах, забойное давление которых меньше давления насыщения;

• при использовании этого способа  влияние профиля скважинного ствола на эффективность работы невелико,  что очень актуально  для скважин  наклонного направления;
• высокое значение давления и температура добываемой продукции и наличие в ней механических примесей не влияет  на работу скважины;
• регулировать режим работы скважины по дебиту при этом способе эксплуатации достаточно просто;
• обслуживание и ремонт газлифтных скважин достаточно просты, а использование современных видов оборудование позволяет добиваться большого временного промежутка безремонтной работы;
• этот способ позволяет реализовать одновременную раздельную эксплуатацию, а также эффективно бороться с коррозией, солевыми и парафиновыми отложениями;
• простота проведения исследований скважин.

Есть у газлифта и свои недостатки, к которым относятся:

№Полезная информация

1	высокий уровень начальных капвложений при строительстве компрессорных станций
2	достаточно низкий КПД таких систем
3	риск возникновения во время подъема нефти стойких эмульсий

Учитывая достоинства и недостатки газлифтного (компрессорного) способа эксплуатации нефтяных скважин, его применение наиболее эффективно на больших нефтяных месторождениях, где есть скважины с высокими значениями забойного давления после прекращения фонтанирования и с большими дебитами.

Кроме того, эту методику можно применять при эксплуатации наклонно-направленных скважин, а также на горных выработках, продукция которых содержит большое количество примесей механического характера.

Другими словами – в таких условиях, при которых главным критерием рациональной работы является МРП (межремонтный период) работы оборудования.

Если поблизости есть газовые месторождения или скважины с достаточными резервами газа и с необходимым значением давления, то для нефтедобычи применяется так называемый бескомпрессорный газлифт.

Такая система  может применяться в качестве временной меры, пока строится  компрессорная станция. Бескомпрессорная система газлифта практически ничем не отличается от компрессорной, посколько единственное их отличие – это источник газа с высоким давлением.

Газлифтная эксплуатация бывает периодической или непрерывной.

Периодический газлифт, как правило, используют  на скважинах, суточный дебит которых составляет  40 -60 тонн, а также при низком значении пластового давления.

Читать также: Что такое пиролиз нефти?

В процессе выбора метода эксплуатации приоритет газлифтной системы определяется с помощью технико-экономического анализа, с учетом специфики региона добычи и особенностей конкретного месторождения.

К примеру, длительный МРП работы скважин с газлифтом,  достаточно простое обслуживание и ремонт, а также высокая степень автоматизации добычи стали главными факторами, предопределившими организацию больших газлифтных систем таких крупных российских месторождениях Западной Сибири, как  Самотлорское, Правдинское и Федоровское.

Применение этой методики позволило снизить необходимость в региональных  трудовых ресурсах и дало возможность создать всю необходимую  инфраструктуру (в том числе и бытовую), с целью обеспечить рациональное использование этих ресурсов.

Газлифтная нефтедобыча

Этот способ эксплуатации подразумевает подачу недостающей энергии в продуктивный с поверхности. Носителем этой энергии выступает сжатый газ, подающийся по специальным каналам.

Как уже было сказано ранее, существуют два вида газлифта –  бескомпрессорный и компрессорный. Компрессорный газлифт подразумевает сжатие попутного нефтяного газа с помощью компрессоров. Бескомпрессорный подразумевает использование  газа газовых промыслов, который  находится  под достаточным давлением, или газа, получаемого из других внешних источников.

По сравнению с прочими механизированными технологиями эксплуатации нефтяных скважин, у газлифта есть ряд несомненных достоинств:

• он позволяет отбирать большие объемы жидкого сырья с большой глубины  на любом этапе разработки месторождения с высокими  технико-экономическими показателями;
• газлифтное оборудование достаточно простое,  и его удобно обслуживать;
• такая эксплуатация хорошо подходит для  скважин, ствол которых имеет  с большие искривления;
• эффективен этот метод при работе с  высокотемпературными пластами и высоким газовым фактором без возникновения осложнений;
• газлифт позволяет осуществлять весь комплекс исследований, необходимых  для контроля работы каждой скважины и разработки всего месторождения в целом;
• этот способ дает возможность полностью автоматизировать и телемеханизировать добывающий процесс;
• длительный МРП работы скважин и высокая  надежность всей системы;
• позволяет осуществлять одновременно-раздельную эксплуатацию  нескольких продуктивных пластов и обеспечить надежный контроль за добывающим процессом;
• достаточно просто при этом способе бороться с солевыми и парафиновыми отложениями и с коррозией;
• подземный текущий ремонт скважины и восстановление работоспособности расположенного под землей  оборудования, обеспечивающего подъем добываемой продукции, достаточно просты.

К основным недостаткам газлифта специалисты относят высокие первоначальные затраты, а также  фондо- и  металлоемкость. Размер этих показателей во многом зависит от утвержденной  схемы обустройства месторождения, и незначительно больше, чем аналогичные показатели  насосной добычи.

Читать также: Как осуществляются экспертизы нефтепродуктов?

Компрессорная система газлифта отличается самым большим количеством  элементов и более сложным оборудованием. Современный газлифтный комплекс – это замкнутая герметичная система, обеспечивающая высокое давление.

Основные компоненты такой газлифтной системы:

• скважины;
• комплекс компрессорных станций;
• система газопроводов высокого давления;
• сборные  трубопроводы для нефтяного и газового сырья;
• различные виды сепараторов;
• батарея  газораспределения;
• ГЗУ (групповые замерные установки);
• очистные и осушительные газовые системы с возможностью регенерации этиленгликоля;
• ДНС (дожимные насосные станции);
• пункт сбора добываемой нефти.

Замкнутый цикл газлифтного комплекса

В составе такого комплекса есть система, называемая АСУ ТП (автоматизированная система управления технологическим процессом), задачами которой являются:

• обеспечение необходимых автоматических измерений;
• контроль за рабочим давлением  линий газоподачи в скважины с магистральных коллекторов;
• проведение замеров и контролирование перепадов давления;
• обеспечение автоматического управления, оптимизации и стабилизации работы эксплуатируемых скважин;
• проведение расчета рабочего газа;
• замеры суточных дебитов скважин отдельно по сырой нефти, по воде и по общему объему выкачиваемой жидкости.

Оптимальное распределение компримируемого газа заключается в назначении для каждой скважины заранее определенного режима закачки газа, который поддерживается вплоть до следующей смены рабочего режима.  Основной параметр для стабилизации работы – это значение перепада давления, определяемого измерительной шайбой дифференциального манометра, который ставится на рабочей линии газоподачи.

При выборе типа установки газлифта и необходимого технологического оборудования, целью которого является обеспечение наиболее эффективной эксплуатации, необходимо учитывать горно-геологические и технологические условия разработки объектов нефтедобычи, а также особенности конструкций конкретных скважин и принятого  режима их работы.

Например, по таким критериям, как количество рядов спущенных в скважину труб,  направление движения рабочей среды и газожидкостных  смесей, а также взаимное расположение трубных рядов, различают следующие газлифтные системы:

• с однорядным подъемником центральной и кольцевой системы;
• с двухрядным подъемником центральной и кольцевой системы;
• с полуторарядным лифтом (как правило – кольцевой системы).

У каждой из перечисленных систем газлифтных подъемников есть свои достоинства и недостатки. Целесообразность их применения определяется ч учетом технологических и геологических и технологических особенностей каждого конкретного объекта эксплуатации.

По близости связей  кольцевого и трубного пространства со скважинным  забоем газлифтные устройства разделяют на:

• открытые;
• закрытые;
• полузакрытые.

Внутрискважинный газлифт  является самым эффективным способом, обеспечивающим  подъем жидкости. Он производится с помощью перепуска газа из выше или ниже лежащего газового пласта в продуктивный слой посредством специального забойного регулятора.

Для организации внутрискважинного газлифта нет необходимости строить наземные газопроводы и пункты газораспределения, призванные обеспечивать газосбор и последующее распределение газа,  а также нет нужды в установках газоподготовки (осушительных,  для удаления жидких углеводородов, очистительных и т.п.).

Читать также: Как происходит определение массы нефтепродукта?

Кроме того, ввод в подъемник, расположенный  близко к башмаку колонны НКТ, газа под высоким давлением,  обеспечивает высокую термодинамическую эффективность поднимающего потока. К примеру, самые лучшие режимы компрессорного и  бескомпрессорном газлифта дают термодинамическую эффективность на уровне 30-ти – 40-ка процентов, а внутрискважиный бескомпрессорный газлифт – на уровне  85-ти – 90 процентов.

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.

Наиболее популярны клапаны, которые управляются затрубным давлением (сильфонный тип серии Г). Их выпускают  со следующими наружными диаметрами: 20-ть, 25-ть и 38-мь миллиметров. Диапазон давления зарядки – от 2-х до 7-ми МПа.

В состав газлифтного клапана серии Г входят:

• устройство для зарядки;
• сильфонная камера;
• пара шток – седло;
• обратный клапан;
• устройство для фиксации в скважинной камере.

Зарядка сильфонной камеры азотом производится посредством золотника. Давление в этой камере регулируется на специальном стенде марки СИ-32.

Сильфонная камера является сварным герметичным сосудом высокого давления. Основной рабочий орган – многослойный  металлический сильфон.

Пара шток – седло представляет собой запорное устройство газлифтного клапана, на которое  газ попадает посредством окон, расположенных в кармане скважинной камеры. За герметичность поступления газа отвечают два комплекта манжет.

Обратный клапан предотвращает  переток продукции в затрубное пространство из подъемной трубной колонны

Газлифтные клапаны серии Г подразделяют на рабочие и пусковые.

Другой тип применяемых для понижения давления клапанов – это дифференциальные клапаны КУ-25 и КУ-38, которые работают от перепадов давления между колонной НКТ и затрубного пространства.

анимация процесса добычи нефти

Источник: https://neftok.ru/dobycha-razvedka/gazliftnaya-ekspluatatsiya-neftyanyh-skvazhin.html