Освоение и пуск в работу фонтанных скважин

Освоение и пуск в работу фонтанных скважин осуществляется

снижением давления на пласт путем:

1) последовательной замены глинистого раствора в скважине жидкостью и газожидкостной смесью меньшей плотности (глинистый раствор  вода  нефть);

2) использования азота или инертного газа (вытеснением части жидкости из скважины, ее аэрацией);

3) свабирования.

Слайд 19

Газлифтная эксплуатация нефтяных скважин

Логическим продолжением фонтанной эксплуатации является

газлифтная эксплуатация, при которой недостающее количество газа для

подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности. Если

притекающую пластовую энергию, характеризуемую газовым фактором,

дополняют энергией газа, закачиваемого в скважину с поверхности,

происходит искусственное фонтанирование, которое называется

газлифтным подъемом, а способ эксплуатации – газлифтным (компрессорный)

Область применения газлифта

Область применения газлифта – высокодебитные скважины с большими забойными давлениями, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения,

песочные (содержащие в продукции песок) скважины, а также скважины,

эксплуатируемые в труднодоступных условиях (например,

затопляемость, паводки, болота и др.).

Слайд 20

Принцип действия газлифта. В скважину опускают два ряда

насосных труб. По затрубному пространству между наружной и

внутренней трубами подают под давлением газ или воздух. Наружную

трубу называют воздушной. Внутреннюю трубу, по которой нефть в

смеси с газом или воздухом поднимается на поверхность, называют

подъемной. Подъемная труба имеет меньшую длину по сравнению с

воздушной. До закачки газа жидкость в подъемной и воздушной трубах

находится на одном уровне. Этот уровень называют статическим – Hст .

В этом случае давление жидкости на забое соответствует пластовому

давлению.

Pпл = ρ × g × Hст ,

Отсюда можно выразить Н_ст

По воздушной трубе (затрубному пространству) в скважину под

давлением этого газа жидкость полностью вытесняется в подъемную

трубу, после этого газ проникает в подъемную трубу и перемешивается с

жидкостью. Плотность газированной жидкости уменьшается и по мере ее

насыщения газом достигается разность в плотности газированной и

негазированной жидкостей.

Вследствие этого более плотная (негазированная) жидкость будет

вытеснять из подъемной трубы газированную жидкость. Если газ подавать в скважину непрерывно, то газированная жидкость будет подниматься и выходить из скважины в систему сбора.

Применяют газлифты однорядные и двухрядные (рис. 8.1; 8.2).

Рис. 8.1. Подъемники кольцевой системы:

а – двухрядный; б – полуторорядный; в – однорядный

В однорядном в скважину опускают только одну колонну труб, по

которой газожидкостная смесь поднимается из скважины на поверхность.

В двухрядном подъемнике в скважину опускают две насосные колонны

труб. По затрубному пространству этих колонн с поверхности подают газ,

а по внутренней колонне труб на поверхность поднимается

газожидкостная смесь.

Однорядный подъемник менее металлоемок, но в нем нет достаточных условий для выноса песка с забоя скважины. Поэтому однорядный подъемник применяется на скважинах, эксплуатируемых без воды и выноса песка.

В двухрядном подъемнике вынос газожидкостной смеси происходит по внутренней трубе меньшего диаметра. За счет этого возрастают скорости подъемника газожидкостной смеси и улучшаются условия для выноса из скважины воды и песка.

Кроме того, двухрядный подъемник работает с меньшей пульсацией рабочего давления и струи жидкости, а это, в свою очередь, снижает расход рабочего агента – газа.

Поэтому, несмотря на увеличение металлоемкости, двухрядные

подъемники (рис. 8.1) применяют на сильно обводненных скважинах при

наличии на забое большого количества песка.

С целью снижения металлоемкости применяют, так называемую полуторорядную конструкцию, когда высший ряд труб заканчивают трубами меньшего диаметра, называемых хвостовиком (рис. 8.1).

Для оборудования газлифтных подъемников применяют НКТ

следующих диаметров: в однорядных подъемниках – от 48 до 89 мм и

редко 114 мм, в двухрядных подъемниках – для наружного ряда труб 73,

89 и 114 мм, а для внутреннего – 48, 60 и 73 мм. При выборе диаметров

НКТ необходимо иметь ввиду, что минимальный зазор между внутренней

обсадной колонны и наружной поверхностью НКТ должен составлять 12

¸15 мм.

Слайд 21

Достоинства газлифтного метода:

· простота конструкции (в скважине нет насосов);

· расположение технологического оборудования на поверхности

(облегчает его наблюдение, ремонт), обеспечение возможности отбора из

скважин больших объемов жидкости (до 1800 ÷1900 т/сут.);

· возможность эксплуатации нефтяных скважин при сильном

обводнении и большом содержании песка, простота регулирования

дебита скважин.

Недостатки газлифтного метода:

· большие капитальные затраты;

низкий КПД;

· повышенный расход НКТ, особенно при применении двухрядных

подъемников;

· быстрое увеличение расхода энергии на подъем 1 т нефти по мере

снижения дебита скважин с течением времени эксплуатации.

В конечном счете, себестоимость добычи 1 т нефти при газлифтном

методе ниже за счет низких эксплуатационных расходов, поэтому он

перспективен.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту: