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).
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.