ФНГ / РЭНГМ / Практическое занятие №6 ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН
(автор - student, добавлено - 22-01-2013, 22:50)
СКАЧАТЬ:
Практическое занятие №6 ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН По мере истощения пластовой энергии фонтанирование скважин прекращается и возникает необходимость механизированной добычи нефти. Подъем продукции скважин на дневную поверхность с помощью потенциальной энергии газа называется газлифтным способом эксплуатации. Таким образом, в качестве рабочего агента, используется газ, отбираемый, например, из газовой залежи (природный газ) или попутно добываемый (нефтяной газ). Ранее в качестве рабочего агента использовали воздух (эрлифт). В настоящее время воздух не используется в качестве рабочего агента по следующим причинам: - окисление нефти с потерей её качества; - образование стойкой водонефтяной эмульсии (при добыче обводненной нефти), разрушение которой в процессе подготовки нефти затруднено. Кислород воздуха за счёт окислительных процессов образует на поверхности глобул воды прочные оболочки, которые препятствуют их коалесценции и укрупнению; - при определённом содержании углеводородных газов с воздухом образуется взрывчатая смесь (гремучий газ), которая чрезвычайно опасна в пожарном отношении; - компрессоры, используемые для компримирования воздуха, в случае нарушения системы смазки могут взрываться. Впервые подъём нефти сжатым газом был осуществлён В.Г. Шуховым в 1897 г. в Баку. Сегодня газлифтная эксплуатация реализуется в двух модификациях: - с использованием сжатого газа, получаемых на компрессорных станциях – компрессорный газлифт; - с использованием сжатого газа, отбираемого из газовой залежи – бес-компрессорный газлифт. Компрессорный газлифт относится к механизированному способу экс-плуатации скважин; к механизированному способу относятся и все виды насосной эксплуатации скважин. Компрессорный газлифт обладает рядом преимуществ и недостатков в сравнении насосной добычей. К основным преимуществам относятся: - возможность эксплуатации высокодебитных скважин; - достаточно простое оборудование, спускаемое в скважину; - лёгкое регулирование работы скважины. Вместе с тем компрессорный газлифт обладает и существенными недос-татками: - относительно низкий КПД процесса, особенно обводненной продукции, составляющей в ряде случаев всего несколько процентов; - необходимость строительства компрессорной станции, что удорожает добычу нефти; - как правило, удельные затраты энергии на подъём единицы продукции. В настоящее время разработка нефтяных месторождений России ведётся с поддержанием пластового давления (хотя это и не всегда целесообразно), а основная добыча нефти осуществляется механизированным способом, в основном, насосным, поэтому газлифтный способ не имеет широкого распространения. Это не означает, что газлифтная эксплуатация не имеет перспектив; этот способ может оказаться конкурентоспособным для разработки нефтяных оторочек газовых и газоконденсатных месторождений, а также для добычи нефти из шельховых месторождений. 8.1 ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ СХЕМЫ И ОБЛОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ГАЗЛИФТА Принцип действия газлифта заключается во введение в продукцию сжа-того газа (подробно рассмотрен в главе 6 – «Теоретические основы подъёма жидкости из скважин») и не отличается от принципа работы фонтанной сква-жины, за исключением того, что основное количество газа подводится извне, а не выделяется из нефти при понижении давления. Основным источником в этом случае является попутно – добываемый или природный газ. Различают два принципиальных типа газлифтной эксплуатации: 1. Непрерывный газлифт. 2. Периодический газлифт. Непрерывный газлифт реализуется тогда, когда продуктивность скважины достаточно высока. В случае низкой продуктивности скважины используют периодический газлифт по двум основным схемам: газлифт с перепускным клапаном и газлифт с камерой накопления. Классификация газлифтных скважин может быть выполнена по нескольким признакам: 1. По характеру ввода рабочего агента - прямая закачка; - обратная закачка. 8.2 ПУСК ГАЗЛИФТНОЙ СКВАЖИНЫ Рассмотрим физику процесса пуска газлифтной скважины на примере однорядного подъёмника (рис. 8.2)при прямой закачке газа. При подаче компримированного газа в затрубное пространство газ оттесняет статический уровень вниз; при этом повышается забойное давление. Часть жидкости из затрубного пространства поступает в подъёмник, другая часть может поглощаться пластом. По мере роста давления газа объём поглощаемой пластом жидкости возрастает (за счёт увеличения репрессии). В момент достижения уровнем жидкости башмака давление газа становится максимальным, и газ начинает прорываться через башмак, насыщенная жидкость в подъёмнике. Плотность образующейся газожидкостной смеси снижается, и при определённом расходе газа смесь достигает устья и начинает изливаться. После прорыва газа в башмак давление газа сжимается, что приводит к снижению забойного давления и поступлению жидкости из пласта в скважину. Жидкость поступает в подъёмник и затрубное про-странство, перекрывая башмак и поступление газа в подъёмник. Уровень жидкости в затрубном пространстве в течение определённого времени повышается. Начиная с момента перекрытия башмака подъёмника жидкостью, давление газа в затрубном пространстве увеличивается. Через определённое время давление газа становится достаточным для оттеснения уровня жидкости до башмака, после чего газ прорывается в подъёмник, и цикл повторяется. Таким образом, при стационарной работе системы у башмака подъёмника периодически происходит вышеописанный процесс, приводящий к некоторому изменению давления закачки газа. Зависимость изменения давления по времени в процессе пуска и нор-мальной работы газлифтной скважины приведена на рис. 8.3. Рис. 8.2. К процессу пуска газлифтной скважины Максимальное давление закачиваемого газа, соответствующее оттесне-нию уровня жидкости до башмака подъёмника, называется пусковым давлением Р . Среднее по величине давление, устанавливающее при нормальной работе газлифтной скважин, называется рабочим давлением . Расчет пускового давления в конкретных условиях представляет практический интерес, т.к. связан с необходимостью выбора оборудования для компримирования газа. 8.3 РАСЧЁТ ПУСКОВОГО ДАВЛЕНИЯ При выводе общей формулы пускового давления примем следующие ограничения: 1. Не учитываются потери энергии на трение в процессе закачки газа и продавки жидкости. 2. Давление на устье скважины при прямой закачке (давление в затрубном пространстве – при обратной) принимается равным атмосферному. 3. Не учитывается давление от веса столба газа. 4. Пренебрегаем толщиной стенок НКТ. Рассмотрим процесс прямой закачки газа на примере схемы двухрядного подъёмника, приведенной на рис. 8.4. В соответствии со схемой на рис. 8.4. давление у башмака подъёмника равно: , (8.1) где - плотность жидкости, кг/м ; - погружение башмака под статический уровень жидкости, м. Как следует из предыдущего изложения, при положении границы раздела «газ-жидкость» у башмака давление максимально и называется пусковым Р (см. рис. 8.4): , (8.2) где - превышение столба жидкости в НКТ и затрубном пространстве за счёт вытеснения части жидкости из кольцевого зазора «воздушные трубы подъёмник» газом, м. Рис. К выводу общей формулы пускового давления Задачу будем рассматривать с частичным поглощением жидкости пла-стом. Обозначим отношение объёма жидкости, поглощённой пластом V , через K и назовём это отношение коэффициентом поглощения жидкости пластом K : (8.3) Как видно из схемы рис. 8.4, общий объём вытесняемой жидкости равен: , (8.4) где - часть обмена жидкости, вытесняемой из межтрубного пространства в подъёмник (НКТ), м ; - часть обмена жидкости, вытесняемой из межтрубного пространства в затрубное пространство, м . С учётом выражения (8.3) перепишем (8.4) в следующем виде: . (8.5) Как видно из схемы рис.8.4.: , (8.6) где - суммарная площадь поперечного сечения кольцевого пространства между обсадной колонной и воздушными трубами (затрубного пространства) и поперечного сечения подъёмника (площадь поперечного сечения того объёма, куда вытесняется жидкость), м . Приравнивая левую часть (8.5) к правой части (8.6), получаем: , откуда находим : . (8.7) Полный объём вытесняемой из межтрубного пространства жидкости при закачки газа равен: , (8.8) где - площадь поперечного сечения межтрубного пространства, в которое закачивается газ, м . Подставляя (8.8) в (8.7), получаем: (8.9) Заменяя в выражении (8.2) выражением (8.9),получаем зависимость для расчета пускового давления при принятых ограничениях: (8.10) не следует забывать, что полученная зависимость справедлива при оттеснении статического уровня до башмака подъёмника. Анализ выражения (8.10) показывает, что пусковое давление при прочих неизменных условиях определяется соотношением , которое в свою очередь, зависит от типа закачки (прямая или обратная) и диаметра используемых труб. Рассмотрим влияние типа закачки на пусковое давление при неизменных остальных параметрах. Для прямой закачки: , , (8.11) где - соответственно диаметр воздушных труб, подъёмника и обсадной колонны, м. Для обратной закачки: , , (8.12) Проведём численную оценку, принимая: D=0,16м, K =0.1 =0,10м, = =0,06м, В результате получаем: , , тогда , , т.е. для данного случая пусковое давление при обратной закачке меньше, чем прямой. Анализ выражения (8.11) показывает, что (при прочих неизменных условиях) при прямой закачке, если увеличивать диаметр воздушных труб, то ( ) увеличивается; следовательно, увеличивается и пусковое давление. В то же время при обратной закачке (при прочих неизменных условиях), как это следует из выражения (8.12), диаметр воздушных труб не влияет на пусковое давление. Найдём условие, при котором пусковое давление при прямой и обратной закачках будет одинаковым. Приравнивая выражения (8.11) и (8.12), получим: , (8.13) т.е., если диаметр воздушных труб больше в раз диаметра подъёмника, то пусковое давление будет одинаковым независимо от типа закачки. Действительно, для рассматриваемого числового примера примем: . Тогда , что соответствует . Таким образом, при условии (8.13) и при прочих неизменных условиях пусковое давление при прямой и обратной закачках будет одинаковым и равным 11,5 МПа. Более того, при пусковое давление при прямой закачке будет меньше, чем при обратной. Допустим, , т.е. =11,07МПа, что меньше 13МПа. Анасиз полученных выражений показывает, что при прочих неизменных условиях: при прямой закачке - чем больше диаметр воздушных труб, тем больше пусковое давление; - чем больше диаметр подъёмника, тем меньше пусковое давление; при обратной закачке - диаметр воздушных труб не влияет на пусковое давление; - чем больше диаметр подъёмника, тем больше пусковое давление. Таким образом, пусковое давление зависит не только от плотности жидкости, погружения под статический уровень, коэффициента поглощения жидкости пластом и типа закачки, но и соотношение диаметров используемых труб. Для однородного подъёмника расчет пускового давления ведётся также по зависимости (8.10); при этом соотношения ( ) таковы: прямая закачка ; (8.14) обратная закачка . (8.15) Анализ выражений (8.14) и (8.15) показывает: - увеличение диаметра подъёмника при прямой закачке приводит к сни-жению ( ) и, следовательно, к увеличению пускового давления; - увеличение диаметра подъёмника при обратной закачке приводит к увеличению ( ) и, следовательно, к увеличению пускового давления. Приравнивая выражения (8.14) и (8.15), получим условие соотношения диаметров скважины и подъёмника, при котором пусковое давление одинаково при прямой и обратной закачках: , (8.16) т.е диаметр подъёмника в раз должен быть меньше диаметра скважины. Влияние толщины стенок используемых труб на пусковое давление мо-жет быть выполнено с учётом следующих зависимостей: - двухрядный подъёмник прямая закачка ; (8.17) обратная закачка ; (8.18) - однорядного подъёмника прямая закачка ; (8.19) обратная закачка , (8.20) где , - соответственно внутренний и наружный диаметр подъём-ника, м; , - соответственно внутренний и наружный диаметр воздушных труб, м; - внутренний диаметр обсадной колонны, м. в процессе пуска газлифтной скважины глубина спуска башмака подъёмника может быть таковой, что в процессе продавки вытесняемая жидкость полностью заполняет объём системы (до устья скважины) к моменту, когда граница раздела «жидкость-газ» ещё не достигла башмака подъёмника. В этом случае жидкость поступает в систему сбора продукции, давление в котором обозначим P , а пусковое давление рассчитывается по формуле: . (8.21) И, наконец, последние замечание: пусковое давление, рассчитываемое по выше приведённым зависимостям, приведено к башмаку подъёмника. Приведение его к устью скважины связано с расчетом потерь на трение и веса столба закачиваемого газа. 8.4 МЕТОДЫ СНИЖЕНИЯ ПУСКОВОГО ДАВЛЕНИЯ Численная величина пускового давления может быть самой различной, а иногда достигать достаточно высоких значений. В нефтепромысловом хозяйстве может отсутствовать компрессорная техника с созданием соответствующего пускового давления, хотя известны системы газлифтной эксплуатации с двумя газовыми линиями: - линия с рабочим давлением, - линия с пусковым давлением. Давление газа в линии с пусковым давлением существенно выше такого в линии с рабочим давлением. При пуске газлифтной скважины она подключается к линии с пусковым давлением, а после запуска скважины – переключается на линию с рабочим давлением. Эта операция осуществляется на газораспределительном узле. Совершенно очевидно, такая сумма удорожает всю газлифтную систему и требует дополнительного обслуживания. Предпочтительным является подход, базирующийся на снижении вели-чины пускового давления (8.10) показывает, что снижение пускового давления возможно при: - поглощении жидкости пластом ( ); - снижении погружения башмака под уровень жидкости ( ); - снижения плотности жидкости ( ); - снижение в сравнение с , т.е. при подборе соответствующих диа-метров колонн НКТ. В настоящее время на практике используют следующие методы снижения пускового давления. Метод задавки жидкости в пласт Этот метод дает положительные результаты для скважин с высокими фильтрационно-емкостными характеристиками пласта, т.е. тогда, когда при репрессии жидкость быстро поглощается пластом. Если обозначить максимальный объём жидкости в скважине через (пренебрегая толщиной стенок колонн НКТ, спущенных в скважину), то при известных глубине ,начальном статистическом уровне при внутреннем диаметре скважины максимальный объём жидкости таков (м ): (8.22) |
|