Разновидности газлифта, их технологические схемы. Газлифт для нефти


Разновидности газлифта, их технологические схемы

В качестве газа можно использовать воздух или углеводородный газ. Тогда подъёмник соответственно называют эрлифтом или газлифтом.

Эрлифт впервые был применен на Бакинских промыслах по предложению инженера В. Г. Шухова в 1897 г. Преимущество эрлифта состоит только в неограниченности источника воздуха. При использовании газлифта в отличие от эрлифта достигается полная утилизация газа, сохранение и утилизация легких фракций нефти, образование в обводняющихся скважинах менее стойкой эмульсии, для разрушения которой требуются меньшие затраты. Поэтому в настоящее время применяется только газлифт.

Газ может подаваться с помощью компрессора. Такая разновидность газлифта носит название компрессорного газлифта.

В качестве газа можно использовать нефтяной или природный углеводородный газ.

При компрессорном газлифте с использованием нефтяного газа последний отделяют от добываемой нефти, подвергают промысловой подготовке и закачивают в газлифтные скважины (замкнутый газлифтный цикл, предложенный в 1914 г. M.M. Тихвинским).

Технологическая схема газлифтной системы с замкнутым циклом включает газлифтные скважины, сборные трубопроводы, установку подготовки нефти, компрессорную станцию, установку подготовки газа, газораспределительные батареи и газопроводы высокого давления (рис.4).

Природный газ может подаваться из соседнего газового месторождения, магистрального газопровода или газобензинового завода. По данным технико-экономических расчётов допустим транспорт газа для целей газлифта до нескольких десятков километров. Подготовка природного газа на нефтяном промысле не требуется. Технологическая схема в данном случае упрощается.

Рисунок 4. Технологическая схема газлифтной системы:

1,3 - входной и выходной сепараторы; 2 - компрессорная станция; 4 - магистральный внутрипромысловый газопровод, 5 – газораспределительная батарея, в – разводящий газопровод, 7 - газлифтная скважина, 8 - выкидной шлейф; 9 - сепарационная замерная установка; 10, 11 - сепараторы первой и второй ступени.

Газлифт может быть компрессорным и бескомпрессорным. При бескомпрессорном газлифте природный газ под собственным давлением поступает из скважин газовых или газоконденсатных месторождений. Там же осуществляется его очистка и осушка. На нефтяном промысле иногда его только подогревают. Если нефтяная и газовая залежи залегают на одной площади, то при достаточно высоком давлении в газовой залежи может быть организован внутрискважинный бескомпрессорный газлифт. Его отличительная особенность поступление газа из выше - или нижезалегающего газового пласта непосредственно в нефтяной скважине.

Если на промысле уже организована газлифтная эксплуатация скважин, а забойные давления и дебиты уменьшились (менее 50 т/сут), то для повышения технико-экономической эффективности добычи нефти работу скважин можно перевести с непрерывного газлифта на периодический, при котором газ закачивается в скважину периодически.

Преимущества и недостатки газлифтного способа добычи нефти

Эффективность работы любого механизма или системы определяется коэффициентом полезного. Действия, равным отношению полезной (отдаваемой) мощности к подведённой (полной) мощности. При многократном превращении или передаче энергии отдаваемая мощность одним звеном в то же время является подводимой энергией последующего звена системы.

Общий коэффициент полезного действия такой системы как отношение отдаваемой системой мощности к подведенной к ней мощности равен произведению коэффициентов полезного действия на всех ступенях передачи энергии. Тогда для всей компрессорной газлифтной системы

(3)

где - коэффициент полезного действия соответственно газлифтной системы, газового двигателя компрессора, поршневого компрессора, магистрального газопровода, газораспределительной батареи, разводящего газопровода и скважины.

Усредненные значения коэффициентов полезного действия газлифтной системы и её звеньев для условий Западной Сибири приведены в таблице 1.

Анализ таблицы выявляет два направления повышения

эффективности: уменьшение числа звеньев, то есть применение внутрискважинного газлифта и повышение коэффициентов полезного действия каждого звена, особенно газового двигателя и газлифтной скважины. Коэффициенты полезного действия звеньев системы, кроме газового двигателя и компрессора, тем выше, чем меньше отличаются давления на входе и выходе из звена. Повышения энергетической эффективности можно достигнуть правильным подбором параметров работы газлифтной системы (забойного Рз , рабочего Рр, устьевого Р2давлений, диаметра подъёмных трубd) и смежных систем (систем сбора продукции, ППД).

Отсюда следует, что внутрискважинный газлифт по сравнению с компрессорным и бескомпрессорным характеризуется наибольшей эффективностью.

Таблица 1. Усредненные значения коэффициентов полезного действия газлифтной системы и ее звеньев

Звено

Газлифт

Компрес-

сорный

Бескомпрес-

сорный

Внутрисква-

жинный

Газовый двигатель

0,43

-

-

Поршневой компрессор

0,85

-

-

Газодобывающая скважина

-

0,85

0,85

Магистральный газопровод

0,98

0,98

-

Газораспределительная батарея

0,94

0,94

-

Разводящий газопровод

0,98

0,98

-

Газлифтная скважина

0,41*

0,41

0,41

Вся система

0,14

0,32

0,35

* -Интервал изменения 0,1 - 0,6

В целом системе компрессорного газлифта присущи следующие недостатки:

- низкий коэффициент полезного действия всей газлифтной системы, включающей компрессорную станцию, газопроводы и скважины;

- большие капитальные вложения на строительство компрессорной станции и газопроводов;

- большие энергетические затраты на компримирование (сжатие) газа;

- сравнительно высокие эксплуатационные расходы на обслуживание компрессорной станции.

Газлифт можно применять только при наличии достаточного количества углеводородного газа. Поэтому ввиду названных недостатков газлифта проводят технико-экономическое сопоставление газлифтного и насосного способов эксплуатации и выбор наиболее эффективного способа.

Отметим, что при бескомпрессорном газлифте себестоимость добычи нефти может быть в несколько раз меньше, чем при эксплуатации штанговыми насосными установками.

studfiles.net

Оборудование газлифтных скважин | Исследование 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.

Оборудование газлифтных скважин

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. Чаще всего их роль играет регулирующий клапан, который поддерживает правильное давление внутри и контролирует давление газа, используемого для нагнетания. 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. Измерения проводятся несколько раз, и на основании полученных данных можно узнать, как меняется дебит, насколько перспективны те или иные газлифтные скважины. 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.

Видео: Что такое газлифтная добыча нефти

Читайте также:

snkoil.com

Разновидности газлифта, их технологические схемы

В качестве газа можно использовать воздух или углеводородный газ. Тогда подъемник соответственно называю эрлифтом или газлифтом.Эрлифт впервые был применен на бакинских промыслах по предложению инженера В.Г.Шухова в 1897 г. Преимущество эрлифта состоит только в неограниченности источники воздуха. При использовании газлифта в отличие от эрлифта достигается полная утилизация газа, сохранение и утилизация легких фракций нефти, образование в обводняющихся скважинах менее стойкой эмульсии, для разрушения которой требуется меньшие затраты. Поэтому в настоящее время применяется только газлифт.Газ может подаваться с помощью компрессора. Такую разновидность газлифта называют компрессорным газлифтом. В качестве газа можно использовать нефтяной или природный углеводородный газ.

 

При компрессорном газлифте (способе эксплуатации скважин) с использованием нефтяного газа последний отделяют от добываемой нефти, подвергают промысловой подготовке и закачивают в газлифтные скважины (замкнутый газлифтный цикл, предложенный в 1914 г. М.М.Тихвинским).

Технологическая схема газлифтной системы с замкнутым циклом включает газлифтные скважины, сборные трубопроводы, установку подготовки нефти, компрессорную станцию, установку подготовки газа газораспределительные батареи и газопроводы высокого давления (рис. 2). Природный газ может подаваться из соседнего газового месторождения, магистрального газопровода или газобензинового завода. По данным технико-экономических расчетов допустим транспорт газа для целей газлифта до нескольких десятков километров. Подготовка природного газа на нефтяном промысле не требуется. Технологическая схема в данном случае упрощается.

Газлифт может быть компрессорным и бескомпрессорным. При бескомпрессорном газлифте природный газ под собственным давлением поступает из скважин газовых или газоконденсатных месторождений. Там же осуществляется его очистка и осушка. На нефтяном промысле иногда его только подогревают. Если нефтяная или газовая залежи залегают на одной площади, то при достаточно высоком давлении в газовой залежи может быть организован внутрискважинный бескомпрессорный газлифт. Его отличительная способность – поступление газа из выше – или нижезалегающего газового пласта непосредственно в нефтяной скважине.Если на промысле уже организована газлифтная эксплуатация скважин, а забойные давления и дебиты уменьшились (менее 50 т/сут), то для повышения технико-экономической эффективности добычи нефти работу скважин можно перевести с непрерывности газлифта на периодический, при котором газ закачивается в скважину периодически.

КРОНБЛОК.

Кронблок-неподвижный узел талевой системы, предназначен для поддержания на весу подвижной части и груза на крюке. Устанавливается на горловине вышки. Кронблок передает вышке нагрузку от веса колонны и собственного веса талевой системы. Кронблоки состоят из двух групп шкивов, смонтированных соосно на подшипниках качения. Кронблоки различаются грузоподъемностью, числом шкивов и их диаметром. По числу осей и их креплениюразличаются:

 

а) соосные с промежуточными опорами осей;

 

б) многоосные;

 

в) одноосные с двумя внешними опорами;

 

г) одноосные многоопорные;

 

д) комбинированные.

Маркировка кронблока:

У3-300;

где У-завод «Уралмаш»;

3-номер оборудования буровой установки;

300-грузоподъемность на крюке, тонн.

УКБА-7-300;

где У-завод «Уралмаш»;

КБ-кронблок;

А-кронблок применим в комплексе АСП;

7-количество шкивов;

300-грузоподъемность, тонн.

 

Для подъема жидкости изскважины газлифтным способом в скважину опускается одна или две колонны насосно-компрессорных труб (рис. 4.15). Внутренняя, подъемная колонна труб опущена на глубину L. До подачи газа уровень жидкости в скважине и трубах одинаковый, он называется статическим уровнем Нст (я (рис. 4.15, а). Подаваемый в межтрубное пространство газ отжимает жидкость до низа подъемной колонны и проходит в нее, увлекая за собой жидкость. Смесь газа с жидкостью достигает поверхности и в результате ее отбора статический уровень Нст в скважине снижается до динамического Ндин, (рис. 4.15, б). Структура потока смеси в подъемной колонне может быть: пузырьковой (рис. 4.15, в) - в нижней части колонны, пробковой (рис. 4.15, г) - в верхней части колонны и дисперсионно-кольцевой (рис. 4.15, д) - в верхней части колонны при избытке газа.

Рис. 4.15. Подъем жидкости газом при газлифтном способе эксплуатации

КРЮКИ.

Предназначены для подвешивания вертлюга и буровой колонны, для подвешивания элеватора с помощью штропов, для подвешивания и перемещения тяжелого бурового оборудования при монтажно-демонтажных работах и инструмента при бурении скважин. Крюк входит в талевую систему и является ее третьим узлом после кронблока и талевого блока. По конструкции крюки бывают: литые, кованные, пластинчатые. Лучше всего применять пластинчатые крюки, т.к. это облегчает изготовление самого крюка и повышает его надежность. Пластины для такого крюка изготавливают из легированной конструкционной стали с пределом текучести свыше 700 МПа, пластины соединяют между собой потайными заклепками. Для защиты и предохранения зева основного крюка от износа в нем закреплена защитная подушка из материала 35ХНЛ.

 
 

1-подушка;

2-подпружиненный стопор;

3-основной рог;

4-дополнительный рог;

5-ствол крюка;

6,11-ось;

7-пружина;

8-корпус;

9-подшипник;

10,13-штроп;

12-стакан.

Материал изготовления: литой крюк - 30ХНЛ; штропы - 30ХГСА, 35; корпус - 30Л, 35Л; боковые рога - 38Х2Н2МА, 40ХН.

КРЮКО-БЛОКИ.

Представляют собой совмещенную конструкцию талевого блока и крюка. Преимущество: высота крюко-блока меньше суммарной высоты талевого блока и крюка, что позволяет уменьшить высоту вышки. Недостаток: крюко-блок тяжелее, чем крюк, и им труднее манипулировать при спуско-подъемных операциях.

1-талевый блок;

2-боковая щека;

3-крюк.



infopedia.su

Оборудование и методы добычи нефти

В скважинах, где давление в коллекторе или давление растворенного газа слишком мало, чтобы создавать фонтанирование, поток жидкости может поддерживаться искусственным методом — газлифтом. Существует множество вариаций газлифтной системы, но основной принцип заключается в том, чтобы брать газ из внешнего источника и закачивать его в добываемые жидкости, проходящие по насосно-компрессорной колонне. Это снижает вес столба жидкости и обеспечивает истечение нефти из скважины.

В ходе эксплуатации газ под давлением закачивается в пространство между обсадной и насосно-компрессорной колоннами и попадает в последнюю через открытый газ-лифтный клапан. Жидкость в насосно-компрессорной колонне выше клапана вытесняется и/или становится легче при смешивании с газом и может подниматься на поверхность вместе с расширяющимся газом. Когда газ и Жидкость достигают поверхности, газ отделяется от нефти. Здесь его вновь сжимают до высокого давления и еще Раз закачивают в пространство между обсадной и насосно-компрессорной колоннами, чтобы повторить цикл снова.

Так как газ закачивается с более или менее постоянной скоростью, система классифицируется как непрерывный газлифт. Тем не менее рано или поздно давление в коллекторе понизится до такой степени, что даже с помощью вспомогательной закачки газа оно не будет поддерживать ток нефти. На данном этапе можно применить одну из периодических систем газлифта. По этому методу жидкости дают время для накопления в насосно-компрессорной колонне. Затем в скважину в заранее определенные промежутки времени закачивают газ, который порциями вытесняет жидкость на поверхность.

Особым типом газлифта является система плунжерного подъема для скважин, производящих небольшие количества жидкости. На нижнем конце насосно-компрессорной колонны устанавливают накопительную камеру. Когда накапливается достаточное количество жидкости, плунжер выталкивает ее на поверхность. Энергия для выталкивания плунжера на поверхность передается газом высокого давления. Когда плунжер достигает поверхности, газ высокого давления высвобождается и плунжер падает обратно на дно насосно-компрессорной колонны до своего следующего путешествия на поверхность.

Газлифт широко используют как механизированный способ эксплуатации при морском способе добычи. Предпочтительным методом газлифта в море является непрерывный газлифт, так как пропускная способность трубопроводов высокого и низкого давления обычно ограничена. На суше также имеется много установок для газлифта. В начале XIX века водозаборные скважины зачастую эксплуатировали с помощью воздушного лифта. Для этого по линии тонких труб в скважину подавали сжатый воздух, чтобы поднимать воду на поверхность. Тот же принцип был позднее применен для нефти, но воздух в качестве закачиваемой среды заменили на природный газ, чтобы снизить опасность коррозии и пожара.

Добавить комментарий

infoneft.ru