Методы оптимизации режимов работы и выбор оборудования газлифт скв

Условие работы газлифтного подъемника ана­логично условию газлифтного фонтанирования можно запасать G_эф + R_0зак ≥ R₀ где R_{o зaк} - удельный расход закачиваемого газа (отнесенный к расходу поднимаемой жидкости).

Газ может подаваться с помощью компрессора это компрессорный газлифт. Можно использовать нефтяной или пр УВ газ. Нефтяной газ отделяют от добываемой н, подвергают промысловой подготовке и закачивают в газлифтные скважины. Пр газ может подаваться из соседнего газового м/я, из магистр газопровода или газобен­зинового завода. Подготовка пр газа на н про­мысле не требуется.

При бескомпрессорном газлифте природный газ под соб­ственным давл. поступает из скв газовых или газоконденсатных месторождений. Если н. и г. залежи залегают на од­ной площади, то возможен внутрискважинный бескомпрессор­ный газлифт, отличительная особенность которого — поступле­ние газа из выше- или нижезалегающего газового пласта непо­средственно в нефтяной скважине.

Область применения газлифта — высокодебитные скв с большими забойными давленями, скважины с высокими газовыми факторами, песочные скважины; а также скважины в труднодоступных условиях (например, затопляемость, па­водки, болота, отсутствие дорог и др.). Газлифтный способ эф­фективен при эксплуатации искривленных скважин, разработке многопластовых месторождений. Преимущества его по сравне­нию с другими, особенно механизированными способами экс­плуатации, следующие: высокая технико-экономическая эффек­тивность; отсутствие подъемных механизмов и трущихся дета­лей; большой межремонтный период; простота обслуживания скважин и регулирования работы, борьбы с коррозией и отло­жениями парафина и солей, автоматизации и смены режимов; возможность проведения широкого комплекса исследователь­ских работ. Вме­сте с тем газл способу, особенно компрес газ­лифту, присущи серьезные недостатки: низкий КПД всей газлифтной системы, включающей компр-ую станцию, газопроводы и скважины; большие капвложения на строительство комп стан­ции и газопроводов; большие энерго затраты на компримирование газа; высокие экспл-ые расходы на обслуживание компр станции. Газлифт можно применять только при наличии достаточного количества УВ газа. Поэтому ввиду названных недостатков газлифта производят технико-экономическое сопоставление газлифтного и насосного способов экспл-ии и выбирают наиболее эффективный спо­соб.

Конструкция газлифтного подъемника должна обеспе­чивать в скважине наличие двух каналов: для закачки газа; для подъема газожидкостной смеси на поверхность. Они могут быть созданы либо двумя паралл-ми, либо концентрично располо-ыми рядами труб. Ввиду сложности спуска в скважину на большие глубины двух парал-ных рядов труб не получил распространения. В зависимости от числа рядов труб, концентрично распол-ых в скважине, различают конструкции 2х-, полутора и 1рядных подъемников. В н. время применяется 1рядный подъемник. Он является наименее металлоемким и более дешевым, обеспе­чивает возможность свободного изменения d и длины подъемных труб, причем d может быть уже значительно большим. Для обеспечения условий выноса песка с забоя сква­жины трубы спускают до забоя, а газ вводят выше на нужной глубине через рабочий газл-ый клапан. Ра­бочая муфта или клапан при прохождении газа создают посто­янный перепад давления 0,1—0,15 МПа, который удерживает уровень жидкости ниже точки ввода газа на 10—15 м и обесп-ет тем самым равномерное поступление газа в подъемные трубы. Этим уменьшаются пульсации в работе, которые способ­ствуют разрушению пласта и образованию песчаных пробок. Для очистки забоя от песка обратной (закачкой ж-ти в НКТ) промывкой скважины рабочий газл-ый клапан снабжают дополн-ым узлом обратного клапана, который перекрывает отверстия, и жидкость идет не через газлифтный клапан, а через башмак НКТ. Большой диаметр затрубного пространства позволяет устанавливать газлифтные клапаны вдоль колонны НКТ. В зависимости от направления подачи газа различают коль­цевую и центральную системы подъемников. При кольцевой газ закачивают в кольцевое (затрубное или межтрубное) простран­ство, а при центральной - в центральные трубы. На практике газлифтные скв в основном работают по кольцевой си­стеме, так как оптимальные условия лифтирования достигаются обычно при малых проходных сечениях, а при центральной си­стеме песок разъедает соединения муфт на трубах и возможен их обрыв, в случае добычи парафинистой нефти периодическое удаление отложений парафина со стенок кольцевого простран­ства затруднено.

Современный основной метод снижения пусковых давлений — применение пусковых газлифтных клапанов. Гл особен­ность работы клапанов в отличие от отверстий в том, что в момент поступления газа в подъемные трубы через каждый последующий клапан закрывается предыдущий. При работе скважины на заданном технологическом режиме газ по­дается в подъемные трубы через нижний рабочий газлифтный клапан (или башмак НКТ, рабочую муфту) при закрытых верх­них пусковых клапанах. Возможность установки газлифтных клапанов вместо пусковых отверстий имеется только при одно­рядной конструкции подъемника.

Оборудование газлифтных скважин аналогично фонтанным. На устье устанавливается упрощенная фонтанная арматура, обвязка которой позволяет подавать газ в затрубное пространство и НКТ.

В н. время используются комплектные газлифтные установки для непрерывного компрессорного газлифта и для наклонно направленных скважин. Эти установки обеспечивают автоматический пуск и освоение сква­жин, стабильную работу в заданном режиме, возможность пе­рехода с фонтанной эксплуатации на- газлифтную без подъема НКТ и возможность спуска в НКТ до забоя любого технологи­ческого оборудования (манометры и др.).

21 Добыча нефти с применением малораспр-нных скв нас устан (ЭВНУ, ГПНУ)

1) Принципиальная схема установок винтовых электронасосов (УЭВН, аналогична схеме УЭЦН. Основная отличительная особенность состоит в ис­пользовании винтового насоса и тихоходного электродвигателя. Тихоходность (частота вращения 1500 мин~¹) по сравнению с частотой вращения (2820 мин~¹) электродвигателя, исполь­зуемого в УЭЦН, достигается соответствующими соединениями и укладкой статорной обмотки. Применяются при работе в малодебитных скважинах (<60м3/сут). В настоящее время разработаны установки типа УЭВНТ 5А на подачу 16—200 м³/сут при напоре 1200—900 м, где Т озна­чает тихоходный. Их подача меньше зависит от напора. Они оказались эффективными при работе на вязких жидкостях и расходном газосодержании на приеме до 0,5. Область применения их ограничена температурой до 30—70 °С. Вследствие теплового расширения это определяет различный натяг или зазор — посадку винта в обойме. Слабым звеном является резиновая обойма.

Рабочий орган винтового электронасоса (ЭВН) — однозаходный червячный винт, вращающийся в обойме. Внутренняя поверхность обоймы представляет собой двухзаходную винтовую поверхность, соот­ветствующую однозаходному винту. Шаг винтовой поверхности в 2 раза больше шага винта. Винт изготов­лен из стали или титанового сплава; обойма резиновая в сталь­ном корпусе.

Обойма неподвижна. Любое поперечное сече­ние винта есть круг диаметром. Центры этих кругов лежат на винтовой линии. Ось винтовой линии служит осью вращения всего винта. Расстояние, на которое центр поперечного сечения (круг) винта отстоит от его оси, называют эксцентриситетом.

Во время работы насоса винт совершает сложное движение. Винт вращается вокруг своей оси, т. е. каждое поперечное сече­ние винта (круг) вращается вокруг своего центра. Одновре­менно ось винта (ось винтовой линии) совершает планетарное движение в обратном направлении.

Винт и обойма по своей длине образуют ряд последовательных замкнутых полостей. Эти полости при вращении винта передвигаются от приема насоса к его выкиду. Конструкция винтового насоса пре­дусматривает использование двух уравновешенных винтов с правым и левым направлением спирали. Осевые усилия от винтов приложены к эксцентриковой соединительной муфте, располо­женной между ними, и взаимно компенсируются. Привод винтов осуществляется от расположенного в нижней части электродвигателя через протектор, эксцентриковую пусковую муфту и вал. Эксцентриковые муфты обеспечивают необходимое вращение винтов. Пус­ковая муфта осуществляет пуск насоса при максимальном кру­тящем моменте двигателя, отключает насос при аварийном выходе его из строя, предотвращает движение винта в проти­воположную сторону при обесточивании двигателя или непра­вильном подключении кабеля.

Прием жидкости из скважины ведется через две фильтровые приемные сетки, расположенные в верху верхнего и в низу ниж­него винтов. Подбор насосов аналогичен под­бору ЭЦН.

2) ГПНУ - Отличительная особенность этого способа эксплуатации — пере­дача энергии к погружному поршневому насосу потоком жид­кости. Применяются в глубоких направленных скважинах.

ГПНУ включает скважинный насос и гидродвигатель с золотниковым распре­делителем, объединенные в один агрегат — гидропоршневой по­гружной насосный агрегат (ГПНА), а также НКТ, блок под­готовки рабочей жидкости и силовой насосный блок. ГПНА по принципу действия скважинного гидропоршневого насоса (ГПН) можно разделить на три группы соответственно с насо­сами одинарного, двойного и дифференциального действия. По схеме циркул. раб жидк. подразд на открытую(жидк, выйдя из гидродвиг. смешивается с жидк, выходящей из скв. Насоса и поднимается по общему каналу) и закрытую (жидк поднимается по отдельному каналу).

По принципу работы гидродвигателя подразд. на дифференц. и двойн. действ. Рабочая жидкость непрерывно нагнетается с по­верхности силовым насосом насосного блока по каналу в гидродвигатель, Золотник, совмещенный с гидродвигателем, переводит подачу рабочей жидкости под высоким давлением по­очередно в полости над и под поршнем гидродвигателя и со­ответственно выход отработанной жидкости в канал из поло­стей под и над поршнем, в результате чего поршень гидродви­гателя совершает возвратно-поступательное движение вверх и вниз. Золотник управляется штоком поршня гидродвига­теля. С поршнем гидродвигателя шток жестко связывает поршень скважинного насоса, который также совершает возвратно-поступательное движение.