книги / Оборудование для добычи нефти и газа. Т. 1

Техническая характеристика типов комплексов подземного оборудования типа КПГ и КО серийного производства для газовых скважин

скогтическое соединение типа СТ, клапан-отсекатель типа КА, башмач­ ный клапан, ниппель для приемного клалана-отсекателя и ниппель для опрессовочного клапана.

Циркуляционный механический клапан предназначен для сообще­ ния трубного и затрубного пространства при освоении скважин посред­ ством прямой или обратной промывки, а также его можно использовать для глушения скважин. Цирку­ ляционный гидравлический клапан предназначен для аварийного глушения скважины, когда операция глушения по какой-либо причине невозможна через циркуляционный механический клапан. Клапан сра­ батывает от избыточного давления, создаваемого в трубном или затрубном пространстве. Управление циркуляционными клапанами механического и гид­ равлического действия осуществляется с помощью

инструментов канатной техники.

Ингибиторный клапан обеспечивает подачу ин­ гибиторов различного назначения из затрубного про­ странства во внутреннюю полость колонны НКТ. Телескопическое соединение обеспечивает компен­ сацию удлинения колонны НКТ при изменении их средней температуры, защищает трубы от спираль­ ного продольного изгиба, обеспечивая при этом за­ щиту пакера от дополнительной нагрузки. Клапанотсекатель типа КА обеспечивает автоматическое отсечение потока среды по колонне НКТ. Устанав­ ливают его ниже пакера в специальном ниппеле с помощью замка типа 13К.

Для защиты эксплуатационной колонны от воз­ действия добываемой среды на северных месторож­ дениях используют комплекс подземного оборудова­ ния типа КО (см. табл. 3.1.6).

Комплексы управляемых клапанов-отсекате- лей КУСА-89-350, КУСА-73-500, КУСА-89-350-Э,

Рис. 3.1.10. Схема компоновки комплекса подземного оборудова­ ния для газовых скважин типа КПГ:

/ - фонтанная армагура; 2 - ниппель для опрессовочного клапана, 3 - телескопическое соединение; 4 - ингибиторный клапан: 5 циркуляционный гидравлический клапан; 6 - циркуляционный механический клапан; 7 - разъединитель колонны; 8 пакер; 9 - ниппель для клапана-отсекагеля; 10 - клапан-отсскатсль с замком; II - ниппель для приемного клапана, 12 - башмачный клапан

КУСА-73-500-Э предназначены для герметичного перекрытия ствола фонтанных нефтяных и газовых скважин при разгерметизации их устья.

Применение комплексов обеспечивает: одновременное проведение бурения и эксплуатации, а также текущего и капитального ремонтов фонтанных нефтяных и газовых скважин, расположенных на одном кусте или на одной площадке; предотвращение аварий при превышении давления свыше установленной нормы, а также при превышении тем­ пературы на устье скважины свыше 70 °С (условия возникновения по­ жара); проведение местного, дистанционного и автоматического управ­ ления работой скважины.

Комплексы выпускают в двух исполнениях: с пневмоприводом и электроприводом (рис. 3.1.10).

В зависимости от температуры среды, необходимых технологиче­ ских операций, наличия агрессивных компонентов в рабочей среде разработано восемь схем компоновки скважинного оборудования ком­ плексов КУСА-89-350 и КУСА-89-350-Э и шесть схем комплексов КУСА-73-500 и КУСА-73-500-Э.

Состав комплектующих изделий наземного оборудования, комплек­ та управления и скважинного оборудования комплексов типа КУСА будет рассмотрен далее.

Условные обозначения комплексов с управляемыми клапанамиотсекателями: КУСА - комплекс управления скважинными отсекателями; цифры 89 и 73 обозначают диаметр (мм) колонны НКТ по ГОСТ 633-80; 35, 50 - рабочее давление (МПа); с электрическим приводом управления (без Э - с пневматическим приводом управления); цифры после рабочего или буквы Э обозначают порядковый номер схемы скважинного оборудования; например КУСА-89-350-1, КУСА-8-350-Э-1, КУСА-73-500-6, КУСА-73-500-Э-6.

РАЗДЕЛ 4. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ГАЗЛИФТНЫМ СПОСОБОМ

4.1. ПРИНЦИП РАБОТЫ ГАЗЛИФТНОГО ПОДЪЕМНИКА

Принцип действия газлифта заключается в разгазировании жидко­ сти в подъемных трубах и уменьшении ее плотности. При непрерывной подаче газа газированная жидкость поднимается до устья скважины и выливается наружу.

При газлифте в затрубном пространстве скважины устанавливается новый уровень, называемый динамическим, и соответствующее ему забойное давление.

Газлифтный подъемник характеризуется глубиной погружения, вы­ сотой подъема жидкости и относительным погружением (рис. 4.1.]).

Глубина погружения - это высота столба дегазированной жидко­ сти h, соответствующая давлению у башмака подъемника во время ра­ боты скважины.

Высота подъема - это расстояние h0 от уровня жидкости до устья во время работы.

Относительное погружение - это отношение глубины погружения

hко всей длине подъемника.

Впромысловой практике при определении относительного погружения обычно исходят из рабочего давления, т. е. из давления нагнетания газа. При этом задаются рабочим давлением и определяют относительное погружение.

Для подъема жидкости сжа­ тым газом используются различ­ ные системы подъемников, отли­ чающиеся числом рядов спускае­ мых в скважину колонн труб, их взаимным расположением, на­ правлением движения рабочего агента и газонефтяной смеси.

По числу спускаемых рядов труб подъемники бывают одноряд­ ными и двухрядными. По направ­ лению нагнетания рабочего аген­ та -- кольцевыми и центральными.

Рис. 4.1.1. Газлифтный подъемник: а - до начала эксплуатации; 6 - во время эксплуатации

Кольцевая система. При двухрядном подъемнике в скважину спус­ кают два концентрически расположенных ряда труб. Рабочий агент на­ гнетают в кольцевое пространство между двумя колоннами, а жидкость поднимается по внутренним трубам. Поэтому наружные трубы назы­ вают нагнетательными, а внутренние - подъемными. Наружный ряд труб называют также первым рядом, а внутренний - вторым.

При однорядном подъемнике спускают один ряд труб, который и является подъемной колонной, а нагнетательной - обсадная колонна. Рабочий агент нагнетают в кольцевое пространство между обсадной колонной и подъемными трубами. При этом уровень жидкости будет находиться у башмака подъемных труб.

В практике встречается двухрядный подъемник кольцевой системы со ступенчатой нагнетательной колонной: в нижней части - меньшего диаметра, в верхней -- большего. По сравнению с обычным двухрядным такой подъемник дешевле. Основные его преимущества - уменьшение веса труб первого ряда и лучшие условия выноса песка с забоя. К не­ достаткам этого подъемника относится невозможность увеличения по­ гружения подъемных труб.

Центральная система. Рабочий агент нагнетают по центральной колонне труб, а газонефтяная смесь поднимается по кольцевому про­ странству. Обычно центральная система применяется при однорядном подъемнике. Основные преимущества системы: низкие пусковые дав­ ления и наиболее рациональное использование габаритов скважин. Ее недостатки: при наличии в жидкости песка выступающие муфты труб стачиваются, в результате чего возможен обрыв труб; при содержании в нефти парафина или при большой концентрации солей последние от­ кладываются на стенках колонны и уменьшают ее диаметр. Поэтому в большинстве случаев применяют подъемники кольцевой системы.

Преимущество двухрядного подъемника состоит в том, что он рабо­ тает при меньшей пульсации рабочего давления и жидкости, так как объем кольцевого воздушного пространства в нем меньше, чем в одно­ рядном подъемнике кольцевой системы. Столб жидкости, находящейся между первым рядом труб и эксплуатационной колонной (в затрубном пространстве), также способствует более плавной работе двухрядного подъемника. Пульсация, возникающая при работе однорядного подъ­ емника, вызывает разрушение пласта и образование песчаных пробок на забое скважины или в подъемных трубах. В однорядном подъемнике значительно ухудшаются условия выноса песка, если подъемные трубы не спущены до фильтра.

Все перечисленные недостатки однорядного подъемника устранимы при применении рабочих газлифтных клапанов, установке в конце

подъемных труб пакера, разъединяющего призабойную зону и кольце­ вое пространство скважины.

Для оборудования скважин однорядным подъемником целесообраз­ но применять в зависимости от дебита скважины подъемные трубы следующих диаметров:

На промыслах применяют подъемники следующих конструкций: а) однорядные сплошные;

б) однорядные ступенчатые и комбинированные. Скважины, экс­ плуатирующиеся газлифтным способом, можно разделить на следую­ щие категории:

1.С высокими коэффициентом продуктивности К и забойным дав­ лением р заб;

2.С низким К и высоким /?заб;

3.С высоким К и низким /?заб;

4.С низкими К и /?заб.

Указанные характеристики скважины в сочетании с другими ее па­ раметрами (свойства жидкости, состояние эксплуатационной колонны, наличие леска, парафина в продукции скважины и т. д.) являются опре­ деляющими при выборе газлифтной установки.

Классификация газлифтных установок представлена на рис. 4.1.2.

4,2. ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ СХЕМЫ НЕПРЕРЫВНОГО

ГАЗЛИФТА

Различают непрерывный и периодический газлифт. По способу по­ дачи рабочего агента в скважину существует компрессорный и бескомпрессорный газлифт. Когда источником газа высокого давления являет­ ся пласт, вскрытый той же скважиной, из которой отбирают нефть, газ­ лифт является внутрискважинным бескомпрессорным.

Существуют два основных вида газлифтных установок - открытого и полузакрытого типа.

При эксплуатации скважин установками открытого типа колонна насосно-компрессорных труб спускается в скважину без пакера. От­ крытая газлифтная установка предназначена в основном для эксплуата­ ции непрерывным газлифтом. Ее можно использовать и при периодиче­ ском газлифте в тех случаях, когда по техническим причинам затрудне­ на установка пакера.

Недостатками установки этого типа являются:

- колебания уровня жидкости в затрубном пространстве. При этом наблюдается износ клапанов, установленных ниже точки ввода газа, а

зачастую и рабочего клапана; - необходимость продавки восстановившегося столба жидкости в

затрубном пространстве при каждой остановке скважины, что также приводит к износу клапанов. Даже при отсутствии колебания жидкости в затрубном пространстве клапаны, расположенные ниже точки ввода газа, будут подвергаться воздействию жидкости, протекающей из затрубного пространства в подъемные трубы.

Полузакрытая газлифтная установка отличается от открытой лишь наличием пакера, который предотвращает поступление пластовой жид­ кости в затрубное пространство после загрузки скважины. Установки этого типа могут использоваться как для непрерывного, так и для пе­ риодического газлифта.

Многопластовые месторождения рационально разрабатывать с при­ менением раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважи­ ной. Раздельная эксплуатация двух пластов одной скважиной газлифт­ ным способом осуществляется с использованием двух или трех колонн насосно-компрессорных труб. В первом случае применяются газлифт­ ные установки с параллельными или концентрическими рядами труб, во втором - обычно их комбинация. При применении параллельных колонн насосно-компрессорных труб пространство между обсадной колонной со спущенными трубами используется как канал для подвода нагнетаемого газа. При концентрическом расположении колонн насос­ но-компрессорных труб каналом для подвода нагнетаемого газа служит межтрубное пространство.

Жидкость из верхнего пласта поднимается по затрубному простран­ ству, а из нижнего - по центральной колонне труб.

Наряду с раздельной эксплуатацией двух пластов одной скважиной газлифтным способом, в мировой практике добычи нефти применяют и комбинированные способы.

Установки для газлифтной эксплуатации могут быть как с концен­ трической подвеской насосно-компрессорных труб, так и с параллель­ ной. В первом случае для отбора жидкости газлифтным способом из нижнего пласта газ нагнетается в кольцевое пространство между кон­ центрически установленными колоннами НКТ. По кольцевому про­ странству между эксплуатационной колонной и колонной насосно­ компрессорных труб жидкость отбирают фонтанным способом из верх­ него пласта. В описанной установке применяются два одноканальных пакера.

Во втором случае для отбора жидкости газлифтным способом из верхнего пласта газ нагнетается в затрубное пространство скважины. Нижний пласт фонтанирует по второму ряду НКТ. В этой установке используется один однопроходной пакер для изоляции верхнего пласта отзатрубного пространства, занятого нагнетаемым газом. При эксплуа­ тации глубоких высокодебитных скважин с низким динамическим уровнем жидкости целесообразно применять комбинации газлифта с насосными способами добычи нефти. Газлифт способствует снижению давления над насосом и повышению производительности установки в целом. Технология работ следующая.

В скважину спускают погружной центробежный электроприводной насос с лакером, установленным на расчетной глубине. Пакер разобща­ ет нижнюю часть затрубного пространства от верхней. Над пакером устанавливается рабочая муфта или газлифтные клапаны. Скважина пускается в работу при помощи погружного центробежного насоса и газлифта по кольцевой системе.

Аналогичная схема может быть реализована в сочетании и со штан­ говым насосом. Если уровень жидкости в скважине достаточно высок и исключает продавку всего столба жидкости через прием насоса, то можно исключить установку пакера.

Разновидностью непрерывного бескомпрессорного газлифтного способа добычи нефти является внутрискважинный газлифт. Простота технологического решения, полное использование природной энергии газа и снижение удельных расходов качественно отличают данный ва­ риант газлифтной эксплуатации. Возможность отказаться при обуст­ ройстве месторождений от компрессорных установок, пунктов осушки и распределения газа выдвигает этот способ в число перспективных.

Применение внутрискважинного газлифта возможно при наличии в разрезе скважины газового пласта, содержащего большие запасы газа высокого давления, а также при использовании газа из газовой шапки нефтяного пласта. В последнем случае нельзя ориентироваться на зна­ чительные отборы газа из газовой шапки.

В зависимости от конкретных условий разработки месторождения применяются различные технологические схемы внутрискважинного газлифта.

Если газовый пласт расположен выше нефтяного, то в скважину опускается один ряд труб. Между двумя горизонтами устанавливается пакер. По центральной трубе поднимается нефть, а по кольцевому про­ странству - газ. Через клапан, установленный на НКТ, часть газа по­ ступает в центральные трубы, по которым поднимается нефть. Регули­ рованием противодавления в кольцевом пространстве (у устья скважи­

ны) и настройкой клапана подается заданное количество газа при необ­

ходимом давлении.

Если газовый пласт расположен ниже нефтяного, то нефть поднима­ ется по затрубному пространству, а газ - по центральной трубе. Часть газа перепускается из центральных труб в кольцевое пространство че­ рез клапан. Если в продуктивной толще имеется газонефтяной контакт, то пакер устанавливается на уровне контакта и скважина эксплуатиру­ ется по первому варианту. Рассмотренные схемы достаточно просты, и в этих случаях не встречаются затруднения при исследовании скважин и каждого горизонта в отдельности.

Кроме указанных конструкций предложен ряд других, предусматри­ вающих параллельный спуск труб.

Как известно, одним из основных осложняющих факторов при раз­ работке нефтяных месторождений в Западной Сибири и причин пре­ кращения фонтанирования является обводнение скважин. Эксплуатация обводненных скважин обычным газлифтом требует значительных удельных расходов газа, поэтому она может оказаться нерентабельной. Кроме того, отбор больших объемов эмульсионной нефти приводит к увеличению затрат на ее деэмульсацию. Для продления периода фонта­ нирования скважин, уменьшения затрат энергии на подъем жидкости, получения безводной нефти (раздельная добыча воды и нефти) скважи­ ну можно оборудовать двумя способами: для газлифтной эксплуатации

сподачей газа с устья и внутрискважинного газлифта.

Впервом варианте в скважину спускают два ряда концентрически расположенных труб. Трубы внутреннего ряда длиннее внешнего. Их башмак устанавливается на уровне подошвы пласта или ниже (если имеется зумпф). В нижней части внешнего ряда груб устанавливается пакер. Газ подается в кольцевое пространство между трубами. Часть его поступает в центральные трубы через рабочую муфту или клапан и поднимает подошвенную воду. Другая часть газа поступает через кла­ пан в кольцевое пространство между обсадной колонной и вторым ря­ дом НКТ Безводная нефть поднимается через затрубное пространство между НКТ и обсадной колонной. Если пластового газа достаточно для фонтанирования нефти по затрубному пространству, то клапан, уста­ новленный на внешнем ряду труб, служит только для пуска скважины в эксплуатацию.

При работе непрерывного газлифта относительное погружение ко­ лонны обусловливает величину давления сжатого газа, под которым он поступает в трубы, и, следовательно, величину энергии, которои располагает газ для подъема жидкости и преодоления различных со­ противлений.