Жанажол перевод фонтанной скважины на газлифтный способ

При определенных условиях прекращается фонтанирование скважин, тогда переходят на механизированный, в частности газлифтный способ эксплуатации. Конструкция газлифтной скважины, в которую спускается один ряд труб. Газ  подается в кольцевое пространство и, проходя в НКТ, способствует подъему жидкости. Поступление может осуществляться либо через нижнюю часть труб, либо на какой-то глубине через специальное приспособление (клапан). Такая конструкция наиболее часто встречается на практике. Применяется и другая схема подачи газа - в центральную трубу. При этом смесь поднимается по кольцевому пространству, в результате чего можно обеспечить высокую производительность газлифтного подъемника, но при значительных расходах газа. Кроме того, во втором случае борьба с коррозией труб значительно осложняется.

Ниже приведены максимальные диаметры НКТ, которые можно спустить в обсадные колонны заданных диаметров (в мм).

Условный размер обсадных труб    146 168 194

Минимальный внутренний диаметр

Обсадной колонны      122 140 166

Внутренний диаметр НКТ     62 76 100

Наружный диаметр муфт:     

Гладких 90 107 133

С высаженными концами     93 115 142

Из этих данных следует, что минимальный допустимый зазор (на сторону) между внутренней стенкой обсадной колонны и наружной стенкой муфт НКТ составляет 12-15мм.

В глубоких скважинах и при больших расходах газа нельзя использовать центральные трубы малого диаметра из-за больших потерь на трение. Сопротивления при движении смеси по кольцевому пространству в местах расположения муфт (за счет их выступов) резко возрастает по сравнению с сопротивлением на гладких участках труб.

При подъеме смеси по кольцевому пространству затруднено применение глубинных приборов. Если в поднимаемой смеси содержится песок, то он способствует износу труб, что может привести к их обрыву. В наклонных скважинах подъем смеси по кольцевому пространству не следует производить, так как НКТ прилегает к стенкам обсадной колонны, поэтому значительно увеличиваются гидравлические сопротивления.

В тех случаях, когда возможны утечки газа через обсадную колонну (в колонне имеются повреждения), в скважину спускают концентрические два ряда труб. Газ подается в кольцевое пространство между трубами, а смесь поднимается по центральной трубе. Основной недостаток этой системы - большая металлоемкость оборудования. Для обеспечения выноса песка, поступающего вместе с нефтью к забою скважины, улучшения подъема воды (из-за большой плотности последняя скапливается в нижней части скважины) применяют хвостик в виде трубы, являющейся продолжением внешнего ряда труб.

Газлифтной  эксплуатации присущи свои преимущества и недостатки.

Преимущества:

• широкий диапазон возможных дебитов по жидкости (от десятков до 1800-1900т/сут);
• простота оборудования, отсутствие трущихся деталей, что увеличивает срок службы оборудования, межремонтный период и коэффициент эксплуатации скважин;
• возможность эксплуатации наклонных скважин;
• возможность автоматического контроля управления;
• возможность плавного регулирования производительности;
• простота исследования скважин.

Основные недостатки газлифтной эксплуатации:

• при содержании воды в добываемой продукции образуется стойкая эмульсия (особенно при закачке воздуха вместо природного газа);
• большая протяженность подводящих газовых трубопроводов;
• возрастание коррозионной активности;
• при компрессорном газлифте требуются большие капитальные вложения на строительство компрессорных станций.

Для подъема жидкости можно непосредственно использовать газ, поступающий из газовых скважин или из газопровода.

          Во втором случае газ подается в газораспределительную будку, а затем по промысловым газопроводам - в газлифтные скважины.

Таким образом, здесь отсутствует компрессорная станция. Такая эксплуатация называется бескомпрессорная. Хотя чаще всего может быть использован внутрискважинный газлифт. При таком способе используется энергия газа газоносного пласта. Если газовый пласт расположен выше нефтеносного, то смесь поднимается по центральной трубе. Дополнительное количество газа, потребное для подъема жидкости, поступает через клапан, установленный выше пакера (сальник, который изолирует кольцевое пространство между нефтяными и газовыми пластами). Если количество газа из верхнего пласта превышает потребное количество для подъема смеси, то избыток газа добывается через кольцевое пространство, клапан регулируется таким образом, чтобы расход газа через него и давление внутри труб на уровне клапана обеспечивали подъем жидкости через центральные трубы. В случае, когда газовый пласт расположен ниже нефтяного, газ поступает через центральные трубы, а смесь (жидкость и газ) - через кольцевое пространство. Газ из центральных труб частично поступает через клапан в кольцевое пространство.

Бескомпрессорный газлифтный способ эксплуатации позволяет наиболее полно использовать энергию природного газа и требует принципиально нового подхода к решению технологических задач. К числу основных задач относится:

• совместное обустройство газовых и нефтяных скважин;
• обеспечение бесперебойной подачи газа (с заданным давлением и объемным расходом) в нефтяную скважину;
• полная утилизация нефтяного и природного газа;
• обеспечение очистки подаваемого газа от механических примесей;
• обеспечение условий, предотвращающих гидратов.

При внутрискважинном газлифте следует особое внимание уделить выбору типа пакера, который должен обеспечить длительное время хорошую герметизацию.

На  месторождении Жанажол перевод на механизированный способ добычи начался в 1996 году с перевода скважин на глубинно-насосный способ эксплуатации (ШГН), а с 1997 года на газлифтную эксплуатацию. Наметившаяся положительная тенденция на нефтяном рынке во второй половине 1999 года позволила осуществить строительство газлифтного комплекса на месторождении Жанажол в 2000-2001 годах и осуществить перевод первых 17 скважин на компрессорный газлифт. По состоянию на 01.01.2002 г. механизированный фонд скважин на месторождении Жанажол составляет 71 скважина, из них: 36 скважин оборудованы ШГН и 35 скважин переведены на газлифтный способ эксплуатации из них: 18 скважин переведены на внутрискважинный газлифт по технологии непрерывно-дискретного газлифта и 17 скважин на непрерывный компрессорный газлифт.

Основой для технологии непрерывно-дискретного газлифта является дифференциальный регулятор многофункционального назначения РПС-73, который устанавливается в специальной камере на расчетной глубине. Фактическая глубина спуска РПС-73 колеблется в пределах 1631,41-1895,48 м., в зависимости от забойного и устьевого давлений добывающих скважин. Особенность данных технологии заключается в том, что эксплуатация скважин осуществляется режиме заданных забойных давлений, а режим работы газлифтного подъемника (непрерывный или периодический) устанавливается автоматически в зависимости от величины притока (дебита скважины). Достигается это путем одновременной, причем автоматической стабилизацией динамического уровня жидкости и давления газа в кольцевом пространстве потока относится областью применения непрерывно-дискретной технологии газлифта для газоконденсатных и нефтяных скважин с высоким газовым фактором ( более 200 м  /м  ). А скважины, продукция которых имеет газосодержание (либо попутный газ) более 500 м  /м  ,могут использованы как «доноры» для других нефтяных скважин с незначительным газовым фактором .

В установке неперывно-дискретного газлифта подача жидкости в верхний отсек НКТ осуществляется небольшими порциями в заданных пределах, выброс накопленных столбов жидкости газом происходит циклически, а частота циклов зависит от величины дебита скважины. При  этом, путем выбора и настройки параметров работы регулятора можно практически всегда обеспечить накопление больших (не менее 250 м) столбов жидкости, что автоматически приводит к улучшению основных показателей (B,V0, n) газлифтного способа добычи нефти. Кроме того, в случае недостаточного ресурса собственного газа, в затрубное пространство скважины можно подавать газ от постороннего источника, причем в данном случае кондиция газа по показателям температуры и влажности никакого значения не имеет, так как регулирование осуществляется непосредственно в точке ввода газа в НКТ .

Кроме того, скважины имеющие высокое давление на устье Ру    4,0…6,0 МПа и газовый фактор Г        300 м  /т работают более стабильно, чем скважины с низким Ру и Г. Как правило, эти скважины с естественным внутрискважинным газлифтом. Эксплуатация скважин на месторождении Жанажол с установкой регулятора оттока РПС-73 относится к внутрискважинному газлифту, т.к. все скважины работают на энергии собственного газа.

Средний дебит каждой скважины в 2001 году переведённой на внутрискважинный газлифт по технологии непрерывно - дискретного газлифта составил 59,28 т/сут.- самый высокий показатель для различных групп добывающих скважин  на месторождении Жанажол.

Для работы компрессорных газлифтных скважин  используется углеводородный газ, сжатый до давления 10 МПа. Источниками сжатого газа обычно бывают либо специальные компрессорные станции, либо компрессорные газоперерабатывающих заводов, развивающие необходимое давление и обеспечивающие нужную подачу. Такую разновидность газлифта называют компрессорным газлифтом. Нефтяной газ отделяют от добываемой нефти, подвергают промысловой подготовке и закачивают в газлифтные  скважины. 

Для добычи нефти непрерывным газлифтным способом на месторождении при подаче газа с поверхности предусмотрены газлифтные установки типа ЛН учитывая большую глубину залегания продуктивных пластов. Эти установки представляют собой однорядные подъёмники с кольцевой подачей газа и оснащенные сильфонными клапанами, пакером и приемным клапаном обеспечивают автоматический пуск скважин и их стабильную эксплуатацию в заданном режиме.

Пусковые клапаны 1 помещают внутри колонны НКТ, в специальных камерах на участке между статическим уровнем и башмаком подъемных труб (рис.1а). Первый клапан располагают на такой глубине, чтобы давление закачиваемого газа было достаточно для оттеснения жидкости приблизительно на 20 м ниже клапана.

Газ нагнетается в НКТ через открытый клапан, газирует жидкость, при этом уровень образовавшейся смеси поднимается (рис.1б). Во время излива смеси в выкидную линию давление в НКТ на уровне первого клапана падает, это вызывает понижение пластового давления. Так как, давление закачиваемого газа не изменяется, то с уменьшением забойного давления уровень жидкости в затрубном пространстве начинает опускаться. На 20 м выше нижнего положения уровня расположен второй клапан. Как только газ начнет поступать в НКТ через два клапана, верхний закрывается (рис.1в). Жидкость газирует на большем интервале колонны НКТ и изливается в коллектор. Это ведет к уменьшению забойного давления. Уровень в затрубном пространстве достигает третьего пускового клапана, второй клапан закрывается. Процесс повторяется до тех пор, пока газ не начет поступать в подъемные трубы через рабочий клапан 2 (рис.1г).

Интенсификация добычи нефти на данном этапе разработки месторождения Жанажол напрямую зависит от перевода фонтанных скважин на газлифтный способ эксплуатации.

Эффективность газлифтного способа эксплуатации существенно зависит от места ввода газа в поднимающийся поток: чем глубже вводят газ, тем полнее используют его энергию. Увеличение глубины ввода газа - достигается повышением его давления нагнетания.

1.7.4 Компрессорное хозяйство

В нефтяной и газовой промышленности широко применяются машины для производства сжатого газа (или воздуха) с последующим его нагнетанием в скважины. Такие машины называют компрессорами. По принципу действия компрессоры подразделяются на три группы: поршневые, ротационные и центробежные. Наиболее распространены поршневые компрессоры.

В зависимости от типа привода компрессоры подразделены на три группы: приводные, прямодействующие и газомотор-компрессоры. Последний тип наиболее экономичен, так как требует специального подвода источника энергии. Газомотор-компрессоры могут применяться в неэлектрофицированных райоах.

Компрессорные станции (КС) представляют собой специальные помещения, включающие: машинный зал с компрессорами, водяную насосную для охлаждающей воды, механическую мастерскую и т.д. В зависимости от подаваемого газа КС подразделяются на следующие группы:

• газосборные - для сбора нефтяного газа;
• газлифтные - для подачи газа в скважины;
• для транспортирования газа;
• для переработки газа.

При компрессорной газлифтной эксплуатации или при закачке газа в нагнетательные скважины газ высокого давления может непосредственно подаваться к скважинам из КС или проходить через распределительные будки (ГРБ).