Нефтяные и газовые скважины

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Газлифтная эксплуатация скважин

 

Газлифтная скважина - это  по существу та же фонтанная скважина, в которой недостающий для  необходимого разгазирования жидкости газ подводится с поверхности  по специальному каналу. По колонне  труб 1 газ с поверхности подается к башмаку 2, где смешивается с  жидкостью, образуя ГЖС, которая  поднимается на поверхность по подъемным  трубам 3. Закачиваемый газ добавляется  к газу, выделяющемуся из пластовой  жидкости. В результате смешения газа с жидкостью образуется ГЖС такой  плотности, при которой имеющегося давления на забое скважины достаточно для подъема жидкости на поверхность

 

Рис. 9.1 Принципиальная схема газлифта

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Газлифтная эксплуатация скважин

 

Рис. 9.2. Схема конструкций газлифтных подъемников: а - двухрядный подъемник; б - полуторарядныи подъемник; в - однорядный подъемник; г -   однорядный подъемник  с рабочим отверстием

 

Конструкции газлифтных подъемников

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Газлифтная эксплуатация скважин

 

Рис. 9.3. Принципиальная схема  концевого клапана: 1 - конический клапан; 2 - рабочее отверстие, 3 - регулировочная головка  для изменения натяжения пружин; 4 - шариковый клапан для промывки скважин

 

Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию (пусковое давление)

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Газлифтная эксплуатация скважин

 

Рис. 9.4. Положение уровней  жидкости при пуске газлифтной скважины

 

Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию (пусковое давление)

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Газлифтная эксплуатация скважин

 

Рис. 9.5. Изменение давления газа на устье при пуске газлифтной скважины

 

Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию (пусковое давление)

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Газлифтная эксплуатация скважин

 

Рис. 9.5. Изменение давления газа на устье при пуске газлифтной скважины

 

Методы снижения пусковых давлений

 

•   Применение специальных пусковых компрессоров
• Последовательный допуск труб

 

•   Переключение работы подъемника с кольцевой системы на центральную
• Задавка жидкости в пласт
• Применение пусковых отверстий

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Газлифтная эксплуатация скважин

 

Рис. 9.6. Схема скважины с пусковыми  отверстиями

 

Методы снижения пусковых давлений

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Газлифтная эксплуатация скважин

 

Рис. 9.7. Изменение давления внутри трубы на уровне отверстия в функции  времени

 

Методы снижения пусковых давлений

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Газлифтная эксплуатация скважин

 

Рис. 9.7. Изменение давления внутри трубы на уровне отверстия в функции  времени

 

Все клапаны по своему назначению можно разделить на три группы.

• Пусковые клапаны для пуска газлифтных скважин и их освоения.
• Рабочие клапаны для непрерывной или периодической работы газлифтных скважин, оптимизации режима их работы при изменяющихся условиях в скважине путем ступенчатого изменения места ввода газа в НКТ. При периодической эксплуатации через эти клапаны происходит переток газа в НКТ в те моменты, когда над клапаном накопится столб жидкости определенной высоты и эти клапаны перекрывают подачу газа после выброса из НКТ жидкости на поверхность.
• Концевые клапаны для поддержания уровня жидкости в межтрубном пространстве ниже клапана на некоторой глубине, что обеспечивает более равномерное поступление через клапан газа в НКТ и предотвращает пульсацию. Они устанавливаются вблизи башмака колонны труб

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Газлифтная эксплуатация скважин

 

Рис. 9.8. Принципиальная схема  пружинного клапана

 

Рис. 9.9. Зависимость расхода газа через клапан от перепада давлений

 

Рис. 9.10. Принципиальная схема клапана, управляемого давлением в межтрубном пространстве

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Газлифтная эксплуатация скважин

 

Рис. 9.11. Принципиальная схема клапана, управляемого давлением в трубах

 

Рис. 9.12. Газлифтный клапан для наружного  крепления, управляемый давлением  в НКТ:

1 - ниппель дли зарядки  сильфоонной камеры азотом, 2  - сильфонная камера, 3 - сильфон,

4 -центрирующий шток, 5 -  шток клапана, б - клапан,  7 - штуцерное отверстие для

поступления газа в НКТ, 8, 9 - каналы, по которым газ поступает в НКТ

 

Рис. 9.11. Принципиальная схема клапана, управляемого давлением в трубах

 

Рис. 9.11. Принципиальная схема клапана, управляемого давлением в трубах

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Газлифтная эксплуатация скважин

 

Принципы размещения клапанов

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Газлифтная эксплуатация скважин

 

Принципы размещения клапанов

 

Рис. 9.13. Графический метод  размещения пусковых клапанов

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Газлифтная эксплуатация скважин

 

Принципы размещения клапанов

 

Рис. 9.14. Графический метод  размещения пусковых клапанов с учетом поправок на открывающий и закрывающий  перепад давлений:  1 - Р (х) в НКТ  - при нормальной работе газлифта; 2 - Р (х)  в межтрубном пространстве (давление газа); 3 - распределение гидростатического  давления при переливе; 4 - распределение гидростатического давления  в  НКТ между 1 и 2 клапанами

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Газлифтная эксплуатация скважин

 

Принципы расчета режима работы газлифта

 

Рис. 9.15. Графический метод определения  глубин ввода газа в лифтовые трубы  с помощью кривых распределения  давления

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Газлифтная эксплуатация скважин

 

Принципы расчета режима работы газлифта

 

Рис. 9.16. Графический метод определения  глубины ввода газа в лифтовые трубы при 

4-х значениях удельного расхода  нагнетаемого газа

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Газлифтная эксплуатация скважин

 

Принципы расчета режима работы газлифта

 

Рис. 9.17. Зависимости рабочего давления Рр (1), глубины вводов газа Lг (2) и  удельной энергии W (3) от удельного расхода  нагнетаемого газа Rн для заданного  дебита жидкости Q

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Газлифтная эксплуатация скважин

 

Периодический газлифт

 

 Существует несколько разновидностей периодического газлифта:

• Обычный газлифт с отсекателем на поверхности, действующим периодически.
• Установка с концевым рабочим клапаном дифференциального действия и пакером, перекрывающим межтрубное пространство.
• Установка с камерой замещения и двухрядным лифтом.
• Установки с камерой замещения, однорядным лифтом и пакером.
• Установки с плунжером.

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Газлифтная эксплуатация скважин

 

Периодический газлифт

 

Рис. 9.21. Схема периодического газлифта с рабочим клапаном-отсекателем  и пакером

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Газлифтная эксплуатация скважин

 

Периодический газлифт

 

Рис. 9.22. Двухрядный периодический  газлифт с камерой замещения

 

Рис. 9.23. Однорядный периодический  газлифт с камерой замещения  и пакером

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Конструкция установок погружных 
центробежных электронасосов

 

• Установки погружных насосов УЭЦНМ и УЭЦНМК в модульном исполнении предназначены для откачки пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ и механические примеси из вертикальных и наклонных нефтяных скважин.
• Установки имеют два исполнения - обычное и коррозионно-стойкое.
• По поперечным размерам насосы делятся на три условные группы: 5, 5А и 6, что означает номинальный диаметр обсадной колонны (в дюймах), в которую может быть спущен данный насос.
• Группа 5 имеет наружный диаметр 92 мм, группа 5А - 103 мм и группа 6 - 114 мм.
• В шифре УЭЦНМ заложены их основные номинальные параметры, такие как подача и напор при работе на оптимальном режиме.
• Пример условного обозначения установки в технической документации:

УЭЦНМ5-125-1200 ВК02,

• где У- установка; Э - привод от погружного двигателя; Ц - центробежный; Н - насос; М - модульный; 5 - группа насоса; 125 - подача, м³/сут; 1200 - напор, м; ВК - вариант комплектации; 02 - порядковый номер варианта комплектации по ТУ.
• Для установок коррозионно-стойкого исполнения перед обозначением группы насоса добавляется буква “К”.

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Показатели назначения по перекачиваемым средам

 

Внимание. В случае, если по скважине ожидается значительный вынос мехпримесей или отложение солей в насосе, спускать УЭЦН без шламоуловителя запрещается.

 

•  среда - пластовая жидкость (смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа);
• максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой обеспечивается работа насоса без изменения напора и к. п. д. - 1 мм²/с;
• водородный показатель попутной воды рН 6,0 - 8,5;
• максимальное массовое содержание твердых частиц - 0,01 % (0,1 г/л);
• микротвердость частиц - не более 5 баллов по Моосу;
• максимальное содержание попутной воды - 99%;
• максимальное содержание свободного газа у основания двигателя - 25%, для установок с насосными модулями-газосепараторами (по вариантам комплектации) - 55 %, при этом соотношение в откачиваемой жидкости нефти и воды регламентируется методикой подбора УЭЦН к нефтяным скважинам, принятой в НГДУ;
• максимальная концентрация сероводорода: для установок обычного исполнения - 0,001% (0,01 г/л); для установок коррозионностойкого исполнения - 0,125% (1,25 г/л);
• температура перекачиваемой жидкости в зоне работы погружного агрегата - не более 90 °С.

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Требования к конструкциям скважин, эксплуатируемых электронасосами 

 

1)  минимальный внутренний  диаметр скважины для каждого  типоразмера насоса согласно  технического описания на модуль-секции  и двигатели;