Принципиальные схемы оборудования скважин. Конструкция внутрискважинного оборудования.

По мере истощения пластовой энергии фонтанирование скважин прекращается и возникает необходимость механизированной добычи нефти. Подъем продукции скважин на дневную поверхность с помощью потенциальной энергии газа называется газлифтным способом эксплуатации. В качестве рабочего агента используется газ, отбираемый, например, из газовой залежи (природный газ) или попутно-добываемый (нефтяной газ). Ранее в качестве рабочего агента использовали воздух (эрлифт). В настоящее время воздух мало используется в качестве рабочего агента по следующим причинам:

- окисление нефти с потерей ее качества;

- образование стойкой водонефтяной эмульсии (при добыче обводненной нефти), разрушение которой в процессе подготовки нефти затруднено. Кислород воздуха за счет окислительных процессов образует на поверхности глобул воды прочные оболочки, которые препятствуют их коалесценции и укрупнению;

- при определенном содержании углеводородных газов с воздухом образуется взрывчатая смесь (гремучий газ), которая чрезвычайно опасна в пожарном отношении;

- компрессоры, используемые для компримирования воздуха, в случае нарушения системы смазки могут взрываться.

Впервые подъем нефти сжатым газом был осуществлен В.Г. Шуховым в 1897 г. в Баку. Газлифтная эксплуатация реализуется в двух модификациях:

- с использованием сжатого газа, получаемого на компрессорных станциях - компрессорный газлифт;

- с использованием сжатого газа, отбираемого из газовой залежи - бескомпрессорный газлифт.

Компрессорный газлифт относится к механизированному способу эксплуатации скважин; к механизированному способу относятся и все виды насосной эксплуатации скважин. Компрессорный газлифт обладает рядом преимуществ и недостатков в сравнении с насосной добычей.

К основным преимуществам относятся:

- возможность эксплуатации высокодебитных скважин;

- достаточно простое оборудование, спускаемое в скважину;

- легкое регулирование работы скважины.

Вместе с тем компрессорный газлифт обладает и существенными недостатками:

- относительно низкий КПД процесса подъема, особенно обводненной продукции, составляющий в ряде случаев всего несколько процентов;

- необходимость строительства компрессорной станции, что удорожает добычу нефти;

- высокие удельные затраты энергии на подъем единицы продукции.

В настоящее время разработка нефтяных месторождений России ведется с поддержанием пластового давления (хотя это и не всегда целесообразно), а основная добыча нефти осуществляется механизированным способом, в основном, насосным, поэтому газлифтный способ не имеет широкого распространения. Это не означает, что газлифтная эксплуатация не имеет перспектив; этот способ может оказаться конкурентоспособным для разработки нефтяных оторочек газовых и газоконденсатных месторождений, а также для добычи нефти из шельфовых месторождений.

Принцип действия газлифта заключается во введении в продукцию сжатого газа и не отличается от принципа работы фонтанной скважины, за исключением того, что основное количество газа подводится извне, а не выделяется из нефти при понижении давления. Основным источником в этом случае является попутно-добываемый или природный газ.

Различают два принципиальных типа газлифтной эксплуатации:

1. Непрерывный газлифт.

2. Периодический газлифт.

Непрерывный газлифт реализуется тогда, когда продуктивность скважины достаточно высока. В случае низкой продуктивности скважины используется периодический газлифт по двум основным схемам: газлифт с перепускным клапаном и газлифт с камерой накопления.

Классификация газлифтных скважин может быть выполнена по нескольким признакам:

1. По характеру ввода рабочего агента

- прямая закачка;

- обратная закачка.

2. По количеству колонн НКТ

- однорядный подъемник;

- двухрядный подъемник;

- полуторарядный подъемник (лифт Саундерса).

3. По типу используемой энергии рабочего агента

- компрессорный;

- бескомпрессорный.

Бескомпрессорный газлифт осуществляется за счет сжатого газа, отбираемого, например, из газовой залежи и распределяемого по газлифтным скважинам. Если в разрезе нефтяной скважины имеется газовый пропласток (или газовая шапка), то этот газ может использоваться для подъема нефти внутри самой скважины. Такая система называется внутрискважинным газлифтом.

4. По используемому глубинному оборудованию

- беспакерная система;

- пакерная система;

- система с использованием пусковых и рабочего клапанов;

- система, когда газ вводится в подъемник через башмак НКТ (отсутствуют пусковые и рабочий клапаны).

Основные схемы газлифтных скважин приведены на рис. 4.1.

Рассмотрим каждую из них.

Однорядный подъемник (рис. 4.1,а) широко используется при эксплуатации скважин с нормальными условиями (в продукции отсутствуют механические примеси), при хорошем качестве рабочего агента и его подготовки (в газе отсутствуют коррозирующие компоненты, механические примеси, низкое влагосодержание). В противном случае при прямой закачке возможна коррозия не только подъемника (который при необходимости может быть заменен на новый), но и обсадной колонны (замена которой невозможна). Кроме этого, принципиальными недостатками однорядного подъемника являются (при Hб<Lс).

- возможность образования песчаной пробки на забое вследствие недостаточной для выноса песка скорости восходящего потока в интервале «забой - башмак»;

- достаточно высокое пусковое давление, т.к. необходимо оттеснять уровень жидкости в затрубном пространстве при пуске скважины до башмака подъемника;

- возможность работы подъемника с пульсациями.

Устранение некоторых недостатков такой схемы возможно следующим образом: подъемник спускается до забоя, а на расчетной глубине (глубине спуска башмака) устанавливается муфта с рабочими отверстиями, количество и площадь поперечного сечения которых должны обеспечить пропуск расчетного объема закачиваемого газа при перепаде давлений не более 0,15 МПа. При такой схеме предотвращается образование песчаной пробки, и подъемник работает без пульса.

Преимущества однорядного подъемника связаны с незначительной его металлоемкостью, с простотой и невысокой стоимостью подземного ремонта (в сравнении с другими схемами газлифтных подъемников). Однорядный подъемник может применяться для эксплуатации скважин с широким диапазоном дебитов, т.к. возможно регулирование работы скважины изменением диаметра подъемника, что затруднено или даже невозможно при других схемах газлифта.

В настоящее время вместо муфты с рабочими отверстиями применяют рабочий (концевой) клапан, устанавливаемый на расчетной глубине.

Таким образом, однорядные подъемники в силу определенных преимуществ получили достаточно широкое применение для эксплуатации добывающих скважин.

Двухрядный подъемник (рис. 4.1,б) предназначен для эксплуатации скважин с определенными осложнениями (пескообразование),когда продукция представлена коррозионно-активными компонентами, а также в случае недостаточно высокого качества подготовки закачиваемого газа (повышенное влагосодержание газа и содержание в нем корродирующих компонентов). При такой конструкции в скважину спускают два ряда труб: внешний - большего диаметра и называемый воздушными трубами и внутренний - подъемник меньшего диаметра. При прямой закачке компримированный газ закачивается в кольцевое пространство между воздушными трубами и подъемником. Воздушные трубы, как правило, спускают до забоя, а подъемник - на глубину, соответствующую рабочему давлению газа. Двухрядная схема при необходимости; позволяет легко изменять погружение под динамический уровень, изменяя глубину спуска подъемника (внутреннего ряда труб). Как правило, для такой схемы снижается пусковое давление. С другой стороны, такие системы существенно более металлоемки и дорогостоящи, увеличено время подземного ремонта, а также существенно ограничены возможности регулирования работы скважины изменением (увеличением) диаметра подъемника.

Полуторарядный подъмник (рис. 4.1,в), по существу, не отличается от двухрядного, за исключением того, что нижняя часть воздушных труб компонуется из труб меньшего диаметра (так называемый хвостовик); при этом создаются лучшие условия выноса песка и предотвращается образование на забое песчаной пробки. Кроме недостатков двухрядного подъемника, в полуторарядном подъемнике невозможно из-за наличия хвостовика увеличивать в большинстве случаев глубину спуска подъемника, хотя металлоемкость такой системы несколько меньше, чем двухрядной.

Вышерассмотренные схемы подъемников применяются, как правило, для реализации непрерывного газлифта. Следует отметить, что для этих схем рабочее давление закачиваемого газа передается на забой скважины. На рис. 4.1,г,д,е,ж представлены схемы периодического газлифта, при использовании пакера и перепускного клапана (pиc.4.l,г,ж), другие (рис.4.1,д,е) - без пакера и перепускного клапана, но обязательным элементом таких схем является обратный клапан, предотвращающий передачу давления закачиваемого газа на забой скважины. В беспакерных схемах на устье скважины устанавливается автомат подачи газа с программным управлением. В схемах с пакером и перепускным клапаном роль автомата подачи газа играет сам перепускной клапан сильфонного типа.

Однорядный подъемник с пакером и перепускным клапаном (рис. 4.1,г) предназначен для периодической эксплуатации работающих без осложнений скважин. Принцип работы такого подъемника следующий. Когда перепускной клапан 5 закрыт, давление под обратным клапаном 7 со стороны скважины больше давления над обратным клапаном 7 со стороны подъемника 2 и клапан 7 открывается. Продукция из пласта поступает в подъемник 2, вследствие чего уровень жидкости в нем растет. Вместе с этим растет и давление на сильфон перепускного клапана, который срабатывает от давления в подъемнике. В затрубном пространстве действует давление закачиваемого газа. При достижении заданного перепада давлений (между давлением газа в затрубном пространстве и давлением жидкости в подъемнике) перепускной клапан открывается, газ поступает в подъемник, обратный клапан 7 закрывается, и происходит выброс накопившейся жидкости из подъемника на поверхность. Перепад давлений на сильфон снижается, и перепускной клапан закрывается. Под действием давления у башмака подъемника обратный клапан 7 открывается, и жидкость из скважины поступает в подъемник, приводя к росту уровня жидкости в нем. Цикл повторяется.

Двухрядный подъемник с камерой накопления (рис.4.1,д) принципиально отличается от классического двухрядного подъемника наличием в нижней части, так называемой камеры накопления 8, к которой прикреплен хвостовик 4. В месте крепления хвостовика к камере замещения размещен обратный клапан 7. Когда в межтрубном пространстве (между колоннами 2 и 3) и в подъемнике 2 нет давления закачиваемого газа, клапан 7 открывается и жидкость из скважины поступает в камеру накопления и поднимается в подъемник и межтрубное пространство. После подъема уровня жидкости на расчетную величину расположенный на устье автомат подачи газа в соответствии с заданной программой включается, и сжатый газ подается в межтрубное пространство. Обратный клапан 7 закрывается, отсекая от скважины накопившийся объем жидкости и оттесняя ее уровень до башмака подъемника 2. Поступающий через башмак в подъемник газ выбрасывает жидкость на поверхность, давление газа падает, и автомат подачи газа отсекает его подачу. Открывается обратный клапан 7, и цикл повторяется. Основным недостатком данной схемы является повышенный расход газа для продувки подъемника. Указанный недостаток устраняется установкой обратного клапана 9 на башмаке подъемника (рис.4.1,е). В этом случае после вытеснения накопившейся жидкости из межтрубного пространства и камеры накопления, когда газ начинает прорываться в подъемник через клапан 9, давление газа в межтрубном пространстве падает, и автомат прекращает подачу газа.

На рис. 4.1,ж представлена схема однорядного подъемника с пакером, перепускным клапаном и камерой накопления, принцип действия которого не отличается от такового для схемы на рис. 4.1,г.

Таким образом, многообразие схем газлифтных подъемников позволяет эффективно эксплуатировать скважины с различными дебитами и различными эксплуатационными условиями.