Технические решения по подготовке газа к транспорту на газовых и газоконденсатных месторождениях с падающей добычей, страница 53


в шлейф


штУЦеР     рабочий газ


давление подачи рабочего газа статический уровень жидкости градиент давления газожидкостной


пусковые клапаны в скважинных


резервная скважинная камера


забойное динамическое давление


градиент давления пластового флюида


пластовыи флюид


газ


Рис. 3. Типовая схема работы газлифтной скважины на Уренгойском месторождении


На рис. 3 показана принципиальная схема работы газлифтной нефтяной скважины Уренгойского месторождения. Лифтовые тру­бы, оснащённые скважинными камерами, спущены до середины интервала перфорации. Из всех установленных газлифтных клапа­нов после освоения открыт только рабочий клапан. К нему от забоя поднимается пластовый флюид, а с поверхности по затрубному пространству подаётся рабочий газ. Смешиваясь в НКТ с жидко­стью, газ понижает её плотность, что создает условия для искусст­венного фонтанирования. Изменение плотности и распределение давления по длине лифтовых труб показано на эпюре дав­лений (рис. 3). Резкий перегиб градиентной кривой давления в точ­ке А показывает место ввода газа.

Обоснование технологических режимов и контроль за со­стоянием скважин осуществляется на базе созданной системы мо­ниторинга. Это позволило определить граничные условия постоян­ного газлифта и своевременно переводить нефтяные скважины на периодическую форму эксплуатации по мере снижения пластовой энергии и увеличения расхода рабочего газа.

Применение газлифтных клапанов явилось значительным шагом в повышении эффективности газлифта. И дело здесь не только в улучшении условий освоения и запуска скважины мето­дом аэрации и более рациональном использовании газа. Основное заключается в повышении эффективности работы газлифтной уста­новки. При этом отпадает необходимость в остановках скважины, проведении дополнительных спуско-подъемов лифтовых труб в случаях замены компоновки скважинного оборудования. Преду­смотрев при проектировании размещение дополнительных сква-жинных газлифтных камер можно изменять глубину расположения рабочего отверстия по мере снижения пластового давления и изме­нения других геолого-технических условий.

Малодебитные нефтяные скважины, доля которых постоянно возрастает, предполагается эксплуатировать в режиме периодиче­ского газлифта. Газ, подаваемый в затрубное пространство, вытал­кивает на поверхность столб жидкости, накопленный за время ос­тановки. Этот процесс наиболее рационально осуществляется с по­мощью плунжерного лифта. Четырнадцать установок в настоящее время смонтированы на нефтяных скважинах Уренгойского место-

117


рождения. Это первый опыт применения данного способа добычи нефти в ОАО "Газпром".

Плунжерный лифт - вариант периодического газлифта. Его основная отличительная особенность заключается в наличии плун­жера, помещенного внутри НКТ, для разделения жидкости от газа совершающего работу по подъему жидкости. Это способствует значительному снижению прорыва газа и уменьшает потери нефти за счет стекания ее по внутренней поверхности лифтовых труб.

Установка плунжерного лифта нефтяных скважин Уренгой­ского месторождения (рис. 4) состоит из поверхностного и сква-жинного оборудования. В лифтовых трубах в непосредственной близости над рабочим газлифтным клапаном устанавливается якорь 3 с нижним амортизатором 4. Плунжер 6 совершает возвратно-поступательные перемещения внутри лифтовых труб между этим амортизатором и лубрикатором 8. На рабочей линии устьевой об­вязки скважины монтируется клапан-отсекатель с мембранным ис­полнительным механизмом 12, управление которым осуществляет­ся электронным контроллером 13. Устройства 12 и 13 помещены в утепленный подогреваемый шкаф управления 10. В случае необхо­димости дозированной подачи газа в затрубное пространство (при недостатке собственного газа в скважине) может быть дополни­тельно установлен второй клапан-отсекатель с контроллером (рис. 4).