Газлифтная эксплуатация нефтяных скважин

Газлифтная  эксплуатация нефтяных скважин

После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии  переходят на механизированный способ эксплуатации скважин, при котором  вводят дополнительную энергию извне (с поверхности). Одним из таких  способов, при котором вводят энергию в виде сжатого газа, является газлифт.

Использование газлифтного способа  эксплуатации скважин в общем  виде определяется его преимуществами. 
1. Возможность отбора больших объемов жидкости практически при всех диаметрах эксплуатационных колонн и форсированного отбора сильнообводненных скважин. 
2. Эксплуатация скважин с большим газовым фактором, т.е. использование энергии пластового газа, в том числе и скважин с забойным давлением ниже давления насыщения.

3. Малое влияние профиля ствола  скважины на эффективность работы  газлифта, что особенно важно  для наклонно направленных скважин,  т.е. для условий морских месторождений  и районов освоения Севера  и Сибири. 
4. Отсутствие влияния высоких давлений и температуры продукции скважин, а также наличия в ней мехпримесей (песка) на работу скважин. 
5. Гибкость и сравнительная простота регулирования режима работы скважин по дебиту. 
6. Простота обслуживания и ремонта газлифтных скважин и большой межремонтный период их работы при использовании современного оборудования. 
7. Возможность применения одновременной раздельной эксплуатации, эффективной борьбы с коррозией, отложениями солей и парафина, а также простота исследования скважин. Указанным преимуществам могут быть противопоставлены недостатки. 
1. Большие начальные капитальные вложения в строительство компрессорных станций. 
2. Сравнительно низкий коэффициент полезного действия (КПД) газлифтной системы. 
3. 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. 
Далее он может быть применен в наклонно направленных скважинах и скважинах с большим содержанием мехпримесей в продукции, т.е. в условиях, когда за основу рациональной эксплуатации принимается межремонтный период (МРП) работы скважин. 
При наличии вблизи газовых месторождений (или скважин) с достаточными запасами и необходимым  
давлением используют бескомпрессорный газлифт для добычи нефти.

Эта система может быть временной  мерой - до окончания строительства  компрессорной станции. В данном случае система газлифта остается практически  одинаковой с компрессорным газлифтом  и отличается только иным источником газа высокого давления. 
Газлифтная эксплуатация может быть непрерывной или периодической. Периодический газлифт применяется на скважинах с дебитами до 40-60 т/сут или с низкими пластовыми давлениями.  
Высота подъема жидкости при газлифте зависит от возможного давления ввода газа и глубины погружения колонны НКТ под уровень жидкости. 
В среднем диапазон применяемых значений давления ввода газа составляет 4,0-14,0 МПа. Диапазон производительности газлифтных скважин при непрерывном газлифте 60-2000 т/сут. 
Технико-экономический анализ, проведенный при выборе способа эксплуатации, может определить приоритет использования газлифта в различных регионах страны с учетом местных условий. Так, большой МРП работы газлифтных скважин, сравнительная простота ремонта и возможность автоматизации предопределили создание больших газлифтных комплексов на Самотлорском, Федоровском, Правдинском месторождениях в Западной Сибири. Это дало возможность снизить необходимые трудовые ресурсы региона и создать необходимые инфраструктуры (жилье и т.д.) для рационального их использования.

Газлифт (эрлифт) - система, состоящая  из эксплуатационной (обсадной) колонны  труб и опущенных в нее НКТ, в которой подъем жидкости осуществляется с помощью сжатого газа (воздуха). Иногда эту систему называют газовый (воздушный) подъемник. Способ эксплуатации скважин при этом называется газлифтным.

По схеме подачи от вида источника  рабочего агента - газа (воздуха) различают  компрессорный и бескомпрессорный газлифт, а по схеме действия - непрерывный и периодический газлифт. Схема работы газлифтного подъемника показана на рис. 4.1. 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 нагнетания 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 (см. рис. 4.1).

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 (см. рис. 4.1, а), а во втором - однорядный подъемник  центральной системы (см. рис. 4.1, 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 (см. рис. 4.1, в). 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 (см. рис. 4.1, 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. 4.1, д), который имеет преимущества двухрядного при меньшей его стоимости.

В состав оборудования для  обслуживания и эксплуатации газлифтных скважин входят: оборудование устья  скважин ОУГ-80х35, инструмент ГК и  установка ЛСГ1К-131А или ЛСГ-16А  для проведения скважинных работ. 
Оборудование устья ОУГ-80х35 предназначено для снятия и посадки газлифтного клапана в эксцентричной скважинной камере без глушения и последующего освоения скважины (рис. 4.2). Оно состоит из уплотнительного узла проволоки 1 с направляющими роликами, трехсекционного лубрикатора 2, манометра 3 с разделителем, плашечного превентора 4 с ручным управлением, натяжного ролика 5 с очистительным устройством, полиспаста 8, монтажной мачты 6 и стяжного ключа 7. Ниже указаны его характеристики.

Техническая характеристика ОУГ-80х35 
Давление, МПа: 
рабочее......................................................................... 35 
испытательное...........................................................70 
Диаметр проходного отверстия, мм: 
превентора................................................................. 76 
лубрикатора............................................................... 50-76 
Диаметр, мм: 
уплотняемой проволоки...................................... 2,4 
ролика под проволоку ......................................... 160 
Масса, кг ................................................................... 480

 
Узел уплотнения проволоки (рис. 4.3) с направляющим роликом состоит  из корпуса 2, внутри которого размещены резиновые уплотнители 3 с отверстием под проволоку 2,4 мм, поджимаемые сверху через нажимную втулку 4 гайкой 5. В корпусе под резиновыми уплотнителями расположена свободно перемещающаяся армированная металлом резиновая втулка 1, герметизирующая уплотнитель в случае обрыва проволоки. Данное устройство позволяет заменять резиновые уплотнители под давлением при их выходе из строя. 
Секции лубрикатора длиной по 2,5 м, предназначенные для размещения в них газлифтных сильфонных клапанов, ударного инструмента и приборов, соединены между собой быстро-сборными соединениями с резиновыми уплотнительными кольцами. Превентор плашечный (рис. 4.4) состоит из корпуса 1 с вертикальным проходным диаметром 76 мм, крышек 3, плашек 2, винтов 4 и перепускного клапана 5. В нижней части расположен фланец для присоединения со стволовой задвижкой арматуры.

Шпонка 6 препятствует проворачиванию плашки. На наружной поверхности плашки имеются каналы для перепуска  давления за плашку, что облегчает  ее перемещение и увеличивает  прижатие плашек друг к другу при  перекрытии устья или обжим проволоки. Для облегчения открытия превентора под давлением на боковой стенке корпуса установки имеется перепускной клапан, который позволяет уравновесить давление под и над плашками. К нижнему натяжному ролику крепится индикатор, показывающий натяжение проволоки в процессе работы. 
Оборудование ОУГ-80х35 монтируют с помощью мачты, которая устанавливается на одну из гаек фланцевого крепления арматуры.В комплект инструмента ГК входит инструмент из комплекта КИГК, который состоит из трех наборов (рис. 4.5). 
Первый стандартный набор включает инструменты, спускаемые в скважину при любых операциях по обслуживанию. С их помощью производят удары вверх и вниз, а также крепят проволоку. К этому набору относятся: устройство для закрепления проволоки УЗП, шарнир Ш16, грузовые штанги ШГр и 1ШГр, яссы гидравлический ЯСГ и механический ЯСМ, яссы для сообщения набору инструментов, спускаемых в скважину, ударных импульсов: ЯСГ - для удара вверх и ЯСМ - вверх или вниз. 
Второй набор - инструменты для установки в скважине и извлечения из нее клапанов всех видов с замками или фиксатором. К этому набору относятся: рычажный ОР и консольный ОК отклонители для посадки оборудования в скважинные камеры, инструмент для спуска газлифтных клапанов ИСК, цанговый инструмент ИЦ для извлечения скважинного оборудования из камер, а также инструменты из комплекта КИГК и ИКПГ.

Рис. 4.5. Комплект инструмента КИГК: 
а - устройство закрепления проволоки УЗП; б - грузовая штанга ШГр; в -шарнир Ш16; г — гидравлический ясс ЯСГ; д ~ механический ясс ЯСМ; е ~ рычажный отклоннтель ОР; ж - инструмент для спуска газлпфтных клапанов ИСК; з - цанговый инструмент И Ц; и - выпрямитель проволоки ВОП; к -ловильный проволочный инструмент ИЛП; л - трубный шаблон ШТ; м -печать ПК; н - гидростатическая желонка ЖГС; о - парафпнорезка ПФ; п -скребок парафина СП; р - приемный клапан КПП; с - правочный инструмент ИП

Третий набор - инструменты  вспомогательного назначения, применяемые  при подготовке скважин к эксплуатации, а также при ремонтных и  исследовательских работах. К ним  относятся: выпрямитель проволоки  ВОП, ловильный проволочный инструмент ИЛП, трубный шаблон ШТ, печать, гидростатическая желонка ЖГС, скребок парафина СП, приемный клапан КПП, правочный инструмент  
ИП, ограничитель, шток, керн . 
Установка ЛСГ-16А, смонтированная на шасси автомобиля "Урал-375Е", предназначена для смены управления скважин-ным оборудованием на глубинах до 5000 м с помощью инструмента, спускаемого на проволоке и канате. Установка состоит из лебедки, узла привода насоса, пульта управления, гидрооборудования, масляного бака и кузова. 
 
Техническая характеристика установки ЛСГ-16А 
Номинальное тяговое усилие, кН: 
при работе с проволокой.......................... 13,6 
при работе с канатом............................... 16,0 
Глубина обслуживания, м: 
при работе с проволокой диаметром 2,5 мм... 7000 
при работе с канатом 4,8 мм...................... 5000 
Диаметр бочки барабана лебедки, мм.............. 215 
Длина, мм................................................ 550 
Привод лебедки......................................... Гидравлический объемный 
Скорость подъема, м/с: 
при работе с проволокой.......................... 0-15 
при работе с канатом............................... 0—12 
Мощность привода, кВт.............................. 63 
Наибольшее давление рабочей жидкости, МПа 16,0  
Насос...................................................... Шестеренный НШ100-3ГОСТ 8753-80 Гидромотор............................................... Аксиальный поршневой 
Габаритные размеры, мм............................. 7380х2500х3250 
Масса, кг................................................. 10 320 
 
Применение объемного Гидравлического привода лебедки обеспечивает спускоподъемные работы с клапанами и инструментом аналогично установке ЛСГ1К-131А на шасси автомобиля ЗИЛ-131А. 
Отбор мощности на привод от двигателя автомобиля "Урал-375Е" осуществляется коробкой дополнительного отбора мощности, установленной на раздаточной коробке автомобиля. Вращение от коробки дополнительного отбора мощности к насосам передается карданным валом через редуктор.  
Барабан получает вращение от выходного вала коробки перемены передач через двухрядную цепную передачу. С другой стороны барабанного вала имеется привод укладчика проволоки и каната, состоящий из цепной и шестеренной передач. 
Привод гидронасосов осуществляется от раздаточной коробки и коробок дополнительного отбора мощности, соединенной карданным валом с редуктором привода насоса. Одноступенчатый трехвальный редуктор привода насосов установлен на траверсе, закрепленной на балках кузова. 
Лебедка состоит из узлов барабанного вала, укладчика проволоки и каната, коробки передач, ленточного тормоза, пульта управления, установленных на единой сварной станине. Первичный вал коробки передач получает вращение от двух гидромоторов. Вращение от коробки передач к барабанному валу и от него к укладчику проволоки передается посредством цепных передач.  
Пульт управления лебедки расположен в операторском отсеке кузова установки. На пульте имеются рукоятки управления дросселями спуска и подъема и гидрораспределителем. Здесь же расположены рукоятки дубляжа управления оборотами двигателя автомобиля, рукоятка управления коробкой передач, клапан дистанционной настройки и рукоятка включения в работу одного или двух насосов. 
Установка оснащена приспособлением для перемотки проволоки и каната.  
Привод барабанного вала приспособления осуществляется от гидромоторов Г16-15М через открытую зубчатую передачу. Гидромотор в свою очередь работает от насосов установки. 
Кузов фургонного типа состоит из двух отсеков, разделенных перегородкой,операторского и лебедочного. В последнем установлено все навесное оборудование установки.

В состав скважинного оборудования газлифтной установки входят скважинные камеры, газлифтные клапаны и промежуточный  пакер с гидромеханическим управлением и приемным клапаном.

Среди различных методов  снижения пусковых давлений, основанных на удалении части жидкости из подъемной  колонны, наиболее эффективно применение пусковых газлифтных клапанов, которые  устанавливают в скважинных камерах  ниже статического уровня жидкости. По способу управления газлифтные клапаны  работают от давления в затрубном пространстве, давления столба жидкости в НКТ и перепада давления между ними. 
Наибольшее распространение получили клапаны, управляемые затрубным давлением сильфонного типа серии Г и выпускаемые с условным наружным диаметром 20, 25, 38 мм с диапазоном давления зарядки 2-7 МПа (табл. 4.2). 
Газлифтные клапаны Г состоят из устройства для зарядки, сильфонной камеры, пары шток - седло, обратного клапана и устройства для фиксации клапана в скважинной камере. 
Сильфонная камера заряжается азотом через золотник. Давление в сильфонной камере клапана регулируют на специальном приспособлении стенда СИ-32. Сильфонная камера -герметичный сварной сосуд высокого давления, основным рабочим органом которого является металлический многослойный сильфов. Пара шток - седло является запорным устройством клапана, к которому газ поступает через окна кармана скважинной камеры.

Герметизация напора поступления  газа обеспечивается двумя комплектами  манжет. Обратный клапан предназначен для предотвращения перетока жидкости из подъемных труб в затрубное пространство скважины. Газлифтные клапаны Г по назначению делятся на пусковые и рабочие. 
Управляющим давлением для пусковых клапанов является давление газа затрубного пространства скважины. Воздействуя на эффективную площадь сильфона, газ сжимает его, в результате чего шток поднимается, и газ, открывая обратный клапан, поступает в подъемные трубы. 
Число устанавливаемых клапанов зависит от давления газа в скважине и ее глубины. Закрываются они последовательно по мере снижения уровня в затрубном пространстве скважины. 
Понижение уровня в затрубном пространстве скважины продолжается до глубины расположения нижнего (рабочего) клапана. 
На заданном технологическом режиме скважина должна работать через рабочий клапан при закрытых верхних (пусковых) клапанах, которые используются только в период пуска скважины. 
Другим типом используемых клапанов является дифференциальный тип (КУ-25 и КУ-38), т.е. работающие от перепада давления в НКТ и затрубном пространстве. 
Применение газлифтных клапанов позволяет регулировать поступление газа, нагнетаемого из кольцевого пространства в колонну подъемных труб.