Оборудование при газлифтной и фонтанной эксплуатации скважин

2-ой тип – газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в стволе скважины: Р3 ≥ Рн ; Р2 < Рн. В пласте движется негазированная жидкость, а в скважине газожидкостная смесь (смесь жидкости и свободного газа). При давлении у башмака НКТ Р1 ≥ Рн в затрубном пространстве на устье находится газ и Рзатр обычно небольшое (0,1 - 0,5 МПа).

3-ий тип – газлифтное фонтанирование с н

ачалом выделения газа в пласте: Р3 < Рн; Р2 < Рн. В пласте движется газированная жидкость, на забой и к башмаку НКТ поступает газожидкостная смесь.

Фонтанирование скважины возможно тогда, когда из пласта на забой поступает энергия не меньше, чем требуется ее для подъема флюидов на поверхность. Условие артезианского фонтанирования непосредственно следует из уравнения баланса давления.

Р3 ≥ Нрд + ∆ Ртр + Р2 (2)

Где Н – глубина скважины по вертикале;

Р = (Р3 + Р2) / 2 - средняя плотность жидкости в скважине; Р3; Р2 – плотность жидкости в условиях забоя и устья. Д- ускорение свободного падения.

Расчет параметров фонтанного подъемника и его коэффициенты полезного действия

Фонтанирование скважины возможно при определенном технологическом режиме, который характеризуется величинами дебита Q, забойного Р3, устьевого Р2 и затрубного Рзатр давлений.

С течением времени по мере отбора нефти из залежей изменяются условия разработки, а значит и условиях фонтанирования: изменяются пластовое Рпл, забойное Р3, дебита Q, увеличивается обводненность n ℓ и т.д. Поэтому подъемник следовало бы заменить. Однако с одной стороны в начальный период имеется большой избыток пластовой энергии, показателем которого является величина устьевого давления Р2. С другой стороны, замена подъемника (НКТ) в скважине является сложным, дорогостоящим и в большинстве отрицательно влияющим на ее продуктивность процессом. Поэтому подъемник проектируют на весь период фонтанирования.

Оборудование фонтанных скважин

Перед освоением в фонтанную скважину спускают насосно-компрессорные трубы, а на колонную головку устанавливают фонтанную арматуру. Для последующей эксплуатации монтируют манифольд и прокладывают выкидную линию. Фонтанные арматуры изготавливают (ГОСТ 13846-84) по 8 схемам для различных условий эксплуатаций. Их классифицируют по конструктивным и прочностным признакам:

1) рабочему давлению (7; 14; 21; 35; 70 и 105 МПа);

2) схеме исполнения (восемь схем);

3) числу спускаемых в скважину труб (один и два концентричных ряда труб);

4) конструкции запорных устройств (задвижки и краны);

5) размерам проходного сечения по стволу 50-150 мм и боковым отводам (50-100 мм).

Фонтанная арматура включает трубную головку и фонтанную елку с запорным и регулирующими устройствами. Трубная головка предназначена для подвески НКТ и герметизации пространства между ними и обсадной эксплуатационной колонной.

Фонтанная елка предназначена для направления потока в выкидную линию, а также для регулирования и контроля работы скважины. Она может включать в себя либо один или два тройника, либо крестовину (крестовая арматура). Арматуру выбирают по необходимому рабочему давлению, схеме (тройниковая или крестовая), числу рядов труб, климатическому и коррозионному исполнению. Манифольд предназначен для обвязки фонтанной арматуры с выкидной линией, подающей продукцию на групповую замерную установку.

Манифольды монтируют в зависимости от местных условий в технологии эксплуатации.

К запорным устройствам арматуры относятся проходные пробковые краны с ручным управлением и прямоточные задвижки с ручным, пневматическим дистанционным или автоматическим управлением.

Неполадки при работе фонтанных скважин

Неполадки в работе фонтанных скважин могут быть связаны с отложениями парафина, солей, накоплением песка на забое, воды, а также с различного рода утечками нефти, газа, нарушением герметичности затвора или поломками запорных устройств.

В процессе эксплуатации ведется тщательное наблюдение за работой, что позволяет выявить осложнения, например:

- при уменьшении устьевого давления Р2 и одновременном повышении затрубного давления Рзагр – отложения парафина и солей в НКТ;

- при уменьшении давлений Р2 и Рзагр – образование песчаной пробки или накопление воды между забоем и башмаком НКТ;

- при уменьшении давления Р2 и увеличение дебита Q – разъедание штуцера.

Фонтанную арматуру можно монтировать на устье скважины автомобильными кранами, а также при помощи талевого механизма, лебедки или подъемника.

Основные, принципиальные схемы непрерывного и периодического газлифта. Конструктивные схемы лифтов замещения. Классификация и принцип действия газлифтных клапанов. Правила эксплуатации оборудования и техника безопасности

Способ предназначен для повышения эффективности эксплуатации газлифтных скважин за счет оптимального подбора скважинного оборудования и выбора характеристик и параметров газлифтной компоновки.

От качества проектирования газлифтных установок (подбора диаметра НКТ, определение глубины расположения мандрелей и выбора типа, давления зарядки и диаметра седла газлифтных клапанов) зависят добычные, энергетические (удельный расход газа), надежностные (межремонтный период скважины, наработка па отказ газлифтного оборудования), сервисные (удобство в эксплуатации, автоматический запуск и перезапуск скважин), регулировочные (широкий диапазон отборов жидкости) и в конечном счете экономические (себестоимость добычи нефти и прибыль от ее реализации) показатели эксплуатации газлифтных скважин.

Разработанная методика является наиболее универсальной по диапазонам дебитов, газосодержаний и вязкостей добываемой продукции; проверенной по многочисленным промысловым и экспериментальным данным. Она адаптивно настраивается в зависимости от условий эксплуатации на конкретную корреляцию (физико-математическую модель) отдельного элемента газлифтной скважины (призабойная зона, штуцер, газлифтный клапан, лифт). Методика отличается принципами выбора переходного давления и величины сброса давления газа для закрытия вышележащих клапанов, учетом изменения параметров скважины в процессе ее запуска и эксплуатации.

Методика предназначена для определения оптимальных технико-технологических характеристик газлифтной скважины, таких как: диаметр насосно-компрессорных труб (НKT), глубины установки мандрелей, типоразмеры газлифтных клапанов (тип клапана, диаметр седла), установочные давления клапанов на стенде, технологических режимов работы скважины.

В качестве критерия оптимальности используется комплексный технологический критерий, учитывающий с заданным весом основные требования. Предъявляемые к газлифтной установке: максимизировать дебит скважины. Обеспечение заданного значения забойного давления при наиболее полном использовании энергии газа, увеличить вероятность запуска и автоматического перезапуска скважин при рабочих расходах газа, повысить гибкость регулирования режима работы скважины, повысить надежность работы газлифтных клапанов. регулировать пульсации технологического режима, в частности минимизировать зоны неустойчивой работы газлифтной скважины.

 Скачать реферат