Закачка в пласт газа или воздуха

 

Суть заключается в том, что при закачивании воздуха или газа в верхнюю часть залежи создается газовая шапка, и режим работы залежи превращается в газонапорный.

Для этого требуется мощные компрессорные станции, ведь давление нагнетания должно быть на 10-20% выше Рпл.

В большинстве случаев только поддерживают Рпл на уровне, который могут обеспечить стандартные компрессоры (5-10 МПа).

 

Вторичные методы эксплуатации нефтяных месторождений

 

В месторождениях, которые эксплуатировались в режиме истощения энергии растворенного в нефти газа, к моменту полного истощения энергии в пласте остается еще достаточно много нефти.

В этом случае применяются вторичные методы добычи. Это тоже нагнетание в пласт воды, воздуха или газа, но в меньших масштабах и при меньших давлениях, чем при процессах поддержания p_пл.

 

Способы эксплуатации скважин

В процессе бурения, цементирования и перфорации скважины ее ствол заполнен до устья буровым раствором, столб которого создает давление на пласт, равное или больше, чем p_пл . Поэтому никакого движения жидкости или газа в пласте по направлению к скважине нет.

Для вызова притока жидкости или газа необходимо уменьшить давление столба нефти.

Приток жидкости из пласта зависит от величины депрессии, т.е. разницы между пластовым и забойным давлением ∆p = p_пл - p_заб.

Таким образом, изменяя депрессию, можно изменять интенсивность движения жидкости и газа в пласте и дебит скважины.

При эксплуатации нефтяной залежи одновременно протекают два взаимосвязанных процесса:

- движение жидкости или газа под действием пластовых сил через пористую среду пласта;

- подъем жидкости или газа по стволу скважины на поверхность.

При разработке месторождения запасы пластовой энергии истощаются, и движение нефти в пласте становится менее интенсивным, ее приток к отдельным скважинам уменьшается.

Способы подъема нефти из пласта на поверхность или способы эксплуатациискважины также не остаются постоянными в процессе разработки месторождения.

Все способы эксплуатации скважин можно разделить на две группы:

1. Фонтанная эксплуатация.

2. Механизированная эксплуатация.

Фонтаннаяэксплуатация осуществляется, когда естественной энергии пласта хватает и на продвижение жидкости по пласту и на подъем ее на поверхность.

Когда энергии пласта не хватает, применяется механизированная эксплуатация скважин, т.е. используются те или иные механизмы для подъема нефти на поверхность.

Эксплуатацию каждой скважины, проведенной на свежую, не затронутую разработкой залежь, можно разделить на два периода:

1-й период. Запасы энергии в залежи велики. Скважина фонтанирует. У скважин высокая производительность. Часто за этот период скважина дает >70% общего количества нефти.

2-й период. Оставшейся энергии залежи хватает лишь на подъем жидкости в скважине только на некоторую высоту. Это период механизированной эксплуатации.

Способы механизированной эксплуатации – компрессорный и насосный.

Компрессорный – жидкость поднимается на поверхность сжатым воздухом или газом, который подается к нижнему концу подъемных труб, спущенных в скважину. Это искусственное продолжение фонтанирования. Воздух или газ восполняют недостаток пластового газа.

Насосный способ – с помощью погружных насосов – штанговых или электрических центробежных.

Все газовые скважины эксплуатируются фонтанным способом. При этом часто газ под собственным давлением транспортируется на дальние расстояния.

 

Фонтанная эксплуатация

При фонтанном способе эксплуатации нефть поднимается на поверхность только за счет природной пластовой энергии.

 

Оборудование для фонтанной эксплуатации .

Состоит из следующих основных элементов:

1. Подъемные трубы (НКТ).

2. Устьевая фонтанная арматура.

3. Выкидные линии.

4. Трапно-замерные установки (сепараторы).

Все оборудование скважины монтируется на ней до начала ее освоения и остается до конца фонтанной эксплуатации.

 

Подъемные трубы (НКТ)

Колонна НКТ (длина трубы 6-10 м, соединяются муфтами) обычно спускается до фильтра. Условный диаметр- 27 – 114мм., δ = 3-8 мм. Чаще применяется НКТ диаметры 60 и 73 мм.

Следует отметить, что при одном и том же количестве газа не в каждой скважине можно получить фонтанирование, т.к. смесь нефти и газа, движущаяся в скважине, представляет собой чередование прослоев нефти с прослоями газа – чем больше диаметр НКТ, тем больше газа надо для подъема нефти.

Диаметр НКТ подбирается опытным путем в зависимости от Q, p_пл, H и условий эксплуатации.

 

Устьевая фонтанная арматура

Предназначена для герметизации устья скважины, контроля режима ее эксплуатации и проведения различных технологических операций. Рассчитана на рабочеедавление 7, 14, 21, 35, 70, 105 и 140 МПа. Сечение ствола 50-150 мм.

Оборудование устья фонтанной скважины состоит из 3-х частей:

- колонной головки;

- трубной головки;

- фонтанной елки.

Колонная головка предназначена для обвязки обсадных колонн и герметизации межтрубного пространства между ними.

Обычно колонная головка устанавливается на кондукторе или технической колонне.

По конструкции колонные головки: клиновые и муфтовые.

Трубная головка служит для подвески НКТ, герметизации и контроля межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и НКТ.

Фонтанная елка применяется для направления фонтанной струи в выкидные линии, а также для регулирования и контроля за работой фонтана.

Она состоит из множества элементов (крестовины, тройники, катушки, задвижки, манометры и пр.).

Обычно трубные головки и фонтанные елки поставляются в собранном виде и называется фонтанной арматурой (ФА).

По виду подвески труб ФА: одно – и двухрядная.

По конструкции: крестового и тройникового типа.

Сверху фонтанная елка заканчивается колпаком (буфером) с трехходовым краном и манометром. Если в скважину нужно спускать приборы или какие-либо устройства, то вместо буфера ставят лубрикатор.

Запорные устройства изготавливается 3-х типов:

- краны пробковые;

- задвижки с однопластинчатым шибером (диском);

- задвижки с двухпластинчатым шибером.

Задвижки могут быть с ручным приводом (маховик) и механическим приводом (пневмо- или гидро-.).

Центральная задвижка – как бы главная, она всегда открыта, кроме аварийных ситуаций.

Вообще задвижки должны быть полностью открыты или полностью закрыты.

Выкидные линии – система трубопроводов, соединяющих фонтанную елку с сепараторной установкой, факелом, а также с различными приемными устройствами.

Сепаратор (трап) – устройство для отделения газа от нефти (объяснить схему).

 

Контроль и регулирование работы фонтанных скважин.

Необходим для обеспечения длительного и бесперебойного фонтанирования скважины. Для этого надо правильно использовать пластовую энергию (регулировать работу скважины), т.е.:

- обеспечить оптимальный дебит при возможно меньшем газовом факторе;

- предупреждать поступление песка из пласта (если он сложен песками) – ограничивать дебит;

- ограничивать поступление воды.

В большинстве случаев все это регулируется путем создания оптимальной депрессии на пласт (p_пл - p_заб) с помощью специальных устройств (штуцеров), которые устанавливаются на выкидных линиях. Меняется диаметр штуцера – диаметр отверстия.

 

Компрессорная эксплуатация

Рис. 20

Воздушные подъемники

Мы уже с вами говорили, что по мере истощения пластовой энергии ее становится недостаточно для фонтанирования скважин. Тогда скважины переводят на механизированную эксплуатацию – компрессорную или насосную.

При компрессорной эксплуатации жидкость поднимается на поверхность сжатым воздухом или газом, подаваемым к башмаку НКТ.

Компрессорный подъемник (лифт), в котором используются в качестве рабочего агента воздух называется эрлифтом, если газ – газлифтом.

Принцип работы воздушного или газового подъемника состоит в следующем (рис. 20). Под уровень жидкости в скважине опускают трубы (воздушные), подают сжатый воздух, он вытесняет жидкость вниз до башмака. Затем поднимается вверх в виде расширяющихся пузырьков, образуя пульпу. Поскольку столб жидкости в скважине становится меньше, т.е. p_заб уменьшается, происходит приток жидкости из пласта.

 

Рис 21- Типы (системы) воздушных (газовых) подъемников (лифтов)

а) однорядный с кольцевой подачей рабочего агента;

б) однорядный с централь­ной подачей рабочего агента, используется в высокодебит­ных скважинах, когда про­дукция не коррозионно-ак­тивная и нет опасности от­ложения в затрубном пространстве солей, смол;

в) двухрядный, использу­ется в негерметичных или в пескопроявляющих скважинах;

г) двухрядный с хвостови­ком или полуторядный. Хво­стовик из труб меньшего диаметра- легче.

 

Преимущества лифтов с центральной подачей рабочего агента.

- низкие пусковые давления;

- больше отбирается жидкости при одном и том же давлении, т.к. затрубное пространство имеет большее поперечное сечение, чем НКТ.

Недостатки:

- чаще разгерметизируются резьбы муфт НКТ;

- трудно бороться с отложениями солей, парафинов, гидратов.

 

Оборудование устья компрессорных скважин

На устье компрессорных скважин устанавливают компрессорную арматуру для тех же целей, что и на фонтанных скважинах, а именно- поддержание НКТ, герметизация межтрубного пространства, направление продукции в выкидную линию, а сжатого газа или воздуха в воздушные трубы.

Эта арматура обычно легкого типа, с одной-двумя стволовыми задвижками. Как правило это фонтанная арматура, которая остается после окончания фонтанирования на скважине.

Пуск компрессорных скважин в эксплуатацию

Для того, чтобы компрессорный подъемник (лифт) начал работать, необходимо подвести газ к башмаку подъемных труб, т.е. оттеснить жидкость, например, из кольцового пространства до нижнего конца центральных труб (рис.21в).

Рассмотрим пример расчета. Сделаем это именно для схемы двухрядного лифта (рис. 21в). Допустим, что жидкость пластом не поглощается, а толщиной стенок труб можно пренебречь.

Обозначим:

Д- диаметр эксплуатационной колонны, мм;

d_в – диаметр воздушной колонны, мм;

d_п – диаметр подъемных труб, мм;

h – глубина погружения подъемных труб под статический уровень, м;

Δ h – высота подъема над статическим уровнем в момент подхода сжатого воздуха к башмаку подъемных труб, м;

r – плотность жидкости, г/см³.

Пусковое давление или максимальное давление у башмака подъемной колонны труб.

Р_п= .

 

Объемы перемещений жидкости определяются соотношением

 

=∆h .

 

Решая это уравнение, получим:

для двухрядного лифта

 

P_п= ;

для однорядного лифта с кольцевой подачей воздуха

P_п= ;

для однорядного лифта с центральной подачей воздуха

P_п= .

Нетрудно убедиться, что Р_п для однорядного лифта с кольцевой системой будет больше, чем с центральной системой.

В большинстве случаев Р_п имеет величину, которую не может обеспечить компрессор, тогда использует специальные методы, снижающие Р_п.

 

Методы переключения лифта с центральной системы на кольцевую.

Скважину сначала пускают по центральной системе, т.е. нагнетают газ в подъемные трубы, а газонефтяная смесь выходит через кольцевое пространство. После удаления из скважины части жидкости газ начинают нагнетать в кольцевое пространство, при этом газонефтяная смесь выходит через НКТ.

Этот метод используется обычно при низких Р_п.

 

Метод одновременного нагнетания в скважину нефти и газа.

К скважине кроме газовой линии подводят еще нефтяную от насоса высокого давления.

Сначала в кольцевое пространство закачивают нефть, а после установления циркуляции к нефти начинают добавлять газ от компрессора. Постепенно подачу нефти уменьшают, а газа – увеличивают. Происходит постепенная замена закачиваемой нефти на ГЖС, а затем на чистый газ.

 

 

Метод применения пусковых клапанов (муфт)

На подъемной колонне, на определенной глубине под уровнем жидкости устанавливается специальный пусковой клапан. Глубина установки определяется максимальным давлением компрессора, чтобы жидкость оттеснить до клапана. Когда газ дойдет до клапана и пойдет в НКТ, начинается газирование жидкости в них и подъем ее на поверхность (выброс). Клапан автоматически закрывается и продолжается вытеснением жидкости до следующего клапана или до башмака колонны НКТ.

Метод применяется при однорядном лифте, спущенном на большую глубину.