Оглавление

Введение

1. Теоретические основы подъема газожидкостной смесив скважине и основные, принципиальные схемы непрерывного и периодического газлифта.

2. Техническая часть.

Оборудования устья фонтанных скважин.

Обсадные трубы

Колонные головки

Фонтанная арматура

Оборудование компрессорных скважин

Запорная арматура.

3. Технологическая часть.

расчет фонтанных подъемников постоянного и переменного сечений, работающих за счет гидростатического напора и энергии расширения газа.

Определение производительности и мощности компрессора.

4. Правила безопасности при газливтной и фонтанной эксплуатации.

5. Охрана окружающей среды.

6. Заключение

Введение

Добывающие скважины обычно квалифицируют по методу добычи, используемого для доставки жидкостей с забоя скважины в выкидной трубопровод. Это может быть либо естественный поток, либо какой-то искусственный способ подъема. Газовые скважины обладают естественной продуктивностью. Некоторые нефтяные скважины фонтанируют на ранних стадиях своей продуктивной жизни благодаря присущей им внутренней энергией, такой метод называется фонтанной добычей, но рано или поздно и им требуется дополнительная энергия для поддержания продуктивности.

В скважинах, где давление в коллекторе или давление растворенного газа слишком мало, чтобы создавать фонтанирование, поток жидкости может поддерживаться искусственным методом — газлифтом. Существует множество вариаций газлифтной системы, но основной принцип заключается в том, чтобы брать газ из внешнего источника и закачивать его в добываемые жидкости, проходящие по насосно-компрессорной колонне. Это снижает вес столба жидкости и обеспечивает истечение нефти из скважины.

В ходе эксплуатации газ под давлением закачивается в пространство между обсадной и насосно-компрессорной колоннами и попадает в последнюю через открытый газлифтный клапан. Жидкость в насосно-компрессорной колонне выше клапана вытесняется и/или становится легче при смешивании с газом и может подниматься на поверхность вместе с расширяющимся газом. Когда газ и жидкость достигают поверхности, газ отделяется от нефти. Здесь его вновь сжимают до высокого давления и еще Раз закачивают в пространство между обсадной и насосно-компрессорной колоннами, чтобы повторить цикл снова.

Так как газ закачивается с более или менее постоянной скоростью, система классифицируется как непрерывный газлифт. Тем не менее рано или поздно давление в коллекторе понизится до такой степени, что даже с помощью вспомогательной закачки газа оно не будет поддерживать ток нефти. На данном этапе можно применить одну из периодических систем газлифта. По этому методу жидкости дают время для накопления в насосно-компрессорной колонне. Затем в скважину в заранее определенные промежутки времени закачивают газ, который порциями вытесняет жидкость на поверхность.

Газ можно подавать с помощью компрессора. Такую разновидность называют компрессорным газлифом. Используемый в этом случае нефтяной газ отделяют от добываемой нефти, подвергают промысловой подготовке и закачивают в газлифтные скважины (замкнутый газлифтный цикл). Природный углеводородный газ можно подавать из соседнего газового месторождения, из магистрального газопровода или газобензинового завода.

При бескомпрессорном газлифте природный газ под собственным давлением поступает из скважины, газовых или газоконденсатных месторождений. Там же осуществляется его отчистка и осушка. На нефтяном промысле иногда осуществляется только подогрев. Если нефтяное и газовое месторождение залегают на одной площади, то при достаточно высоком давлении в газовой залежи, можно организовать внутрискважинный бескомпрессорный газлифт, отличной особенностью которого является поступление газа из выше или нижезалегающего газового пласта непосредственно в нефтяной скважине.

Область применения газлифта – высокодебитные скважины с большим забойным давлением, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, песочные (содержащие в продукции песок) скважины, а также скважины в трудно доступных условиях. Это объясняется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважине механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы.

Однако система компрессорного газлифта имеет и недостатки:

а) низкий коэффициент полезного действия всей газлифтной системы, включающей компрессорную станцию, газопроводы и скважины;

б) большие капитальные затраты на строительство компрессорной станции и газопроводов;

в) большие энергетические затраты на сжатие газа;

г) сравнительно высокие эксплуатационные расходы на обслуживании компрессорной станции.

Если на промысле уже организованна газлифтная эксплуатация скважины, а забойные давления и дебиты уменьшились, то с целью повышения технико-экономической эффективности добычи нефти можно перевести работу скважины с непрерывного газлифта на периодический, при котором газ закачивается в скважину периодически.

1. Теоретические основы подъема газожидкостной смеси в скважине и основные, принципиальные схемы непрерывного и периодического газлифта

Подъем нефти в стволе скважины может происходить либо за счет пластовой энергии Enn, либо за счет пластовой и искусственно вводимой в скважину с поверхности энергии Eи. В стволе скважины энергия расходуется на преодоление силы тяжести гидростатического столба нефти с учетом противодавления на выкиде скважины (на устье) и сил сопротивления, связанных с движением – путевого (гидравлическое трение), местного (расширение, сужение, изменение направления потока) и инерционного (ускорение движения). Эти силы вызывают соответствующие расходы энергии: Есм; Егр; Ем; Еин. Отсюда баланс энергии в работающей скважине можно записать в виде Еnn + Еи = Есм + Егр + Ем + Еин. (1)

Если скважина работает за счет только пластовой энергии которой обладает нефтяной пласт (залежь), то такой способ ее эксплуатации называют фонтанным, а само явление – фонтанированием. При фонтанном способе Еn=0.

Если скважины не могут фонтанировать, то их переводят на механизированный способ эксплуатации: газлифтный или насосный, когда Епл ≥ 0 и Еи > 0. В этом случае за счет пластовой энергии нефть поднимается только на высоту, меньшую глубины скважины, то есть уровень жидкости в скважине не доходит до устья скважины. При газлифтном способе в скважину вводят энергию сжатого газа Еr, а при насосном – энергию, создаваемую насосом.

В зависимости от соотношения забойного Р3 и устьевого Р2 давлений с давлением насыщения нефти газом Ри можно выделить три вида фонтанирования и соответствующие им три типа фонтанных скважин.

1-й тип – артезианское фонтанирование: Р3 > Ри; Р2 ≥ Ри, то есть фонтанирование происходит за счет гидростатического напора. В скважине происходит перелив жидкости, движется негазированная жидкость.