Газлифтная эксплуатация газовых

И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН

Основной способ эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин – фон-

танный. Однако при работе скважин могут возникать условия, когда на забое газо-

вых или газоконденсатных скважин скапливается жидкость (вода, нестабильный

газовый конденсат). Скопление жидкости на забоях приводит к существенному

снижению дебита скважин, а иногда происходит самозадавливание пласта, и сква-

жина вообще перестаёт давать продукцию. Решением возникшей проблемы может

стать перевод скважины на механизированный способ эксплуатации.

Чаще механизированная эксплуатация газовых и газоконденсатных сква-

жин осуществляется газлифтным способом или комбинацией газлифта и струй-

ного насоса (аппарата).

Принципиально газлифтный способ эксплуатации газовых и газоконден-

сатных скважин не отличаются от такового в случае нефтяных скважин. В

скважину также следует закачивать газ. В необходимом месте скважины зака-

чиваемый газ вводится в поток поднимаемой на поверхность продукции газо-

вой или газоконденсатной скважины. Полученная смесь будет иметь меньшую

плотность по сравнению с плотностью сырого газа, поступающего из пласта в

скважину. В результате несколько уменьшится забойное давление, увеличится

депрессия, улучшится процесс подъёма образовавшейся смеси, увеличится при-

ток из пласта в скважину. Выше точки смешения скорость смеси возрастёт за

счёт добавленного газа, в результате улучшится вынос жидкости с забоя сква-

жины. Конструкция скважинного оборудования в этом случае может иметь (ри-

сунок 2.1), а может и не иметь пакер. Желательно, чтобы башмак колонны НКТ

находился в скважине как можно глубже.

Если в схему на рисунке 2.1 добавить струйный насос, то можно получить

значительно больший эффект по снижению забойного давления и увеличению

скорости подъёма той системы, которую следует поднять на дневную поверх-

ность с забоя газовых или газоконденсатных скважин.

Принципиальная схема собственно струйного насоса показана на ри-

сунке 2.2.

Жидкий или газообразный рабочий агент, обладающий необходимой по-

тенциальной энергией (давлением), подводится к активному соплу 3, в котором

происходит преобразование части потенциальной энергии в кинетическую. Вы-

текая из сопла 3, струя рабочего агента понижает давление перед входом в ка-

меру смешения 4, вследствие чего инжектируемый поток подмешивается к

рабочему агенту. В камере смешения 4 скорости и давления рабочего агента и

инжектируемого потока выравниваются. В диффузоре 5 происходит плавное

нарастание потенциальной энергии смешанного потока за счёт уменьшения его

кинетической энергии. На выходе из диффузора смешанный поток должен об-

ладать потенциальной энергией, достаточной для подъёма его на поверхность.

ГЛОССАРИЙ

Башмак– нижняя точка НКТ.

Бесшовная труба(seamless pipe) – трубное изделие из деформированной

стали, изготовленное без сварного шва.

Бурение– это процесс сооружения скважины путём разрушения горных

пород.

Газ– «природный газ, нефтяной (попутный) газ, отбензиненный сухой

газ, газ из газоконденсатных месторождений, добываемый и собираемый газо-

и нефтегазодобывающими организациями, и газ, вырабатываемый газо- и неф-

теперерабатывающими организациями». Существует более 20 классификаций

природных газов, построенных в соответствии с их происхождением, условия-

ми нахождения, фазовыми состояниями, формами проявления, связью с поро-

дами, химическим составом и т. д.

Газ пластовый– (in-situ gas, reservoir gas) – 1) газ определённого состава

в залежах; его свойства связаны с индивидуальными термобарическими усло-

виями в пласте; 2) смесь газовых и конденсатообразующих компонентов, нахо-

дящихся в условиях пласта в жидкой фазе.

Газлифтный (компрессорный) способ эксплуатации скважин– это

способ эксплуатации нефтяных скважин, при котором подъём жидкости из пла-

ста на поверхность осуществляется сжатым газом, нагнетаемым в колонну

подъёмных труб.

Депрессия– градиент давления между давлением в пласте и на забое

скважины.

Залежь– скопление нефти и газа, сосредоточенное в геологической ло-

вушке в количестве, достаточном для промышленной разработки.

Колонна насосно-компрессорных труб (НКТ)(tubing) – колонна труб,

спущенная в скважину и предназначенная для подъёма продукции скважины

(жидкость или газ) на поверхность; труба, размещаемая в скважине и служащая

для подъёма продукции скважины или нагнетания рабочей среды. Диаметр

НКТ меньше, чем диаметр обсадной эксплуатационной колонны.

Конденсат ретроградный –конденсат, выпадающий (переходящий в

жидкость) в пласте при добыче газа.

Конденсат сырой –жидкая фаза, выделяющаяся в пласте из пластового

газа и состоящая из конденсатообразующих компонентов, в которых растворе-

ны газовые.

Кровля пласта– поверхность, ограничивающая пласт сверху.

Манифольд(англ. manifold, от many – много и fold – складка, сгиб) – систе-

ма устройств и аппаратуры для запуска и непрерывной безотказной работы нефтя-

ных и газовых скважин. Манифольд состоит из труб, патрубков, задвижек,

вентилей, тройников, крестовин, стояков, буферов, краников, компенсаторов, отво-

дов при фонтанной и компрессорной добыче нефти. Манифольд присоединяется к

устьевой арматуре скважины (фонтанная ёлка) в основном фланцевыми соедине-

ниями и заканчивается линией труб, подающих продукцию в замерные устройства.

Мандрели (эксцентричные камеры) – посадочные карманы, предназна-

ченные для размещения в них газлифтных клапанов.

Манометрглубинный – устройство (прибор) для регистрации давления на

заданной глубине.

Месторождение(нефти или газа) – это совокупность залежей, приуро-

ченных к общему участку земной поверхности.

Муфта(coupling) – цилиндр с внутренней резьбой для соединения двух

труб с резьбовыми концами.

Нефть– природная смесь углеводородов различных классов с сернисты-

ми, азотистыми и кислородными соединениями.

Ниппель– (от англ. nipple – сосок) – соединительная трубка, предназначен-

ная для временного или постоянного герметичного соединения трубопровода с

другим трубопроводом или штуцером, обычно снабжаемая для этой цели резьбой.

Переводники –предназначены для соединения между собой НКТ разных

диаметров, а также подземного оборудования, имеющего присоединительные кон-

цы с резьбой насосно-компрессорных труб, используемого при эксплуатации и ре-

монтных работах в нефтяных, газовых и геологоразведочных скважинах.

Пластовое давление [Па]– внутрипоровое давление жидкости и газа,

заполняющих пустотное пространство породы, которое проявляется при вскры-

тии нефтеносных, газоносных и водоносных пластов.

Подошва пласта– поверхность, ограничивающая пласт снизу.

Порода-коллектор– это горная порода, способная вмещать в себя и от-

давать нефть, воду или газ.

Скважина– это горная выработка в виде вертикального или наклонного

цилиндра, сооружаемая при помощи механического бурового оборудования.

Устье– верхняя точка скважины.

Фонтанный способ– это способ, при котором нефть извлекается из

скважин самоизливом.

Экстрактор– инструмент, позволяющий завести в мандрель газлифтный

клапан, а также извлечь его из мандреля.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1). Пояснить сущность газлифтного способа эксплуатации.

2). Назвать разновидности газлифтного способа эксплуатации.

3). Изобразить схему замкнутого цикла подачи рабочего агента для ком-

прессорного газлифта.

4). Изобразить схемы внутрискважинного бескомпрессорного газлифта.

5). Конструкции и системы работы однорядного подъёмника.

6). Конструкции и системы работы двухрядного подъёмника.

7). Достоинства и недостатки однорядного газлифтного подъёмника.

8). Периодический газлифт, его достоинства и недостатки.

9). Дать определение давлениям пусковому и рабочему.

10). Назначение газлифтных клапанов.

11). Разновидность клапанов по способу установки.

12). Разновидность клапанов по принципу действия.

13). Разновидность клапанов по конструктивному исполнению.

14). Изобразить схему газлифтного клапана, управляемого давлением

ГЖС в НКТ.

15). Изобразить схему газлифтного клапана, управляемого давлением газа

в кольцевом пространстве.

16). Достоинства и недостатки газлифтного способа эксплуатации скважин.

17). Опасности и недостатки применения воздуха в качестве рабочего

агента для подъёма нефти.

18). Изобразить схему струйного насоса. Пояснить принцип его работы.

19). Условия применения газлифтного способа для эксплуатации газовых

и газоконденсатных скважин. Механизм улучшения работы этих скважин.

20). Изобразить схему газовой (газоконденсатной) скважины, оборудо-

ванной струйным насосом. Пояснить принцип работы.

21). Назначение и работа канатной техники, применяемой при газлифт-

ном способе эксплуатации скважин.

22). Назовите способы уменьшения пускового давления.

23). Назовите типы насосно-компрессорных труб.

24). Что такое газлифтный эффект? Физическая сущность этого явления.

25). Чем отличается газлифтный эффект от эффекта, если для подъёма

жидкости применить теннисные шарики?