Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Билет № 6
1. Газлифтный способ эксплуатации скважин
Газлифтная эксплуатация нефтяных скважин осуществляется путем закачки в скважину газа; метод эксплуатации носит название газлифтный. Газ в нефтяную скважину можно подать под давлением без его дополнительной компрессии из газовых пластов. Такой способ называют бескомпрессорным. Область применения газлифта – высокодебитные скважины с большими забойными давлениями, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, песочные (содержащие в продукции песок) скважины, а также скважины, эксплуатируемые в труднодоступных условиях (например, затопляемость, паводки, болота и др.). Газлифт характеризуется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы.
Принцип действия газлифта.
Рисунок 3. –. Газовоздушный подъемник:
а – до начала эксплуатации; б – во время эксплуатации
В скважину опускают два ряда насосных труб. По затрубному пространству между наружной и внутренней трубами подают под давлением газ или воздух. Наружную трубу называют воздушной. Внутреннюю трубу, по которой нефть в смеси с газом или воздухом поднимается на поверхность, называют подъемной. Подъемная труба имеет меньшую длину по сравнению с воздушной. До закачки газа жидкость в подъемной и воздушной трубах находится на одном уровне. Этот уровень называют статическим – Нст.
В этом случае давление жидкости на забое соответствует пластовому давлению: Рпл= Нст·ρ·g ,
отсюда
Нст = Рпл / ρ·g .
По затрубному пространству в скважину под давлением этого газа жидкость полностью вытесняется в подъемную трубу, после этого газ проникает в подъемную трубу и перемешивается с жидкостью. Плотность газированной жидкости уменьшается, и по мере ее насыщения газом достигается разность в плотности газированной и негазированной жидкостей.
Вследствие этого более плотная (негазированная) жидкость будет вытеснять из подъемной трубы газированную жидкость. Если газ подавать в скважину непрерывно, то газированная жидкость будет подниматься и выходить из скважины в систему сбора. При этом в затрубном пространстве подъемной трубы устанавливается новый уровень жидкости, называемый динамической высотой:
Ндин= Рзаб /ρ·g .
При этом давление на уровне башмака подъемной трубы
Р1 = (L – h0)·ρ·g = hп∙ρ·g ,
где L – длина подъемной трубы; h0 – расстояние от устья скважины до динамического уровня; hп = L – h0 – глубина погружения подъемной трубы в жидкость.
Применяют газлифты однорядные полуторарядные и двухрядные (рис. 3.2).
В однорядном в скважину спускают только одну колонну газлифтных труб, по которой газожидкостная смесь поднимается из скважины на поверхность. В двухрядном подъемнике в скважину спускают две колонны труб. По межтрубному пространству этих колонн с поверхности подают газ, а по внутренней колонне труб на поверхность поднимается газожидкостная смесь. Однорядный подъемник менее металлоемок, но в нем нет достаточных условий для выноса песка с забоя скважины. Поэтому однорядный подъемник применяется на скважинах, эксплуатируемых без воды и выноса песка. В двухрядном подъемнике вынос газожидкостной смеси происходит по внутренней трубе меньшего диаметра. За счет этого возрастают скорости подъемника газожидкостной смеси и улучшаются условия для выноса из скважины воды и песка. Кроме того, двухрядный подъемник работает с меньшей пульсацией рабочего давления и струи жидкости, а это, в свою очередь, снижает расход рабочего агента – газа.
Поэтому, несмотря на увеличение металлоемкости, двухрядные подъемники (рис. 3.2, а) применяют на сильно обводненных скважинах при наличии на забое большого количества песка. С целью снижения металлоемкости применяют так называемую полуторарядную конструкцию, когда высший ряд труб заканчивают трубами меньшего диаметра, называемыми хвостовиком (рис. 3.2, б).
Рисунок 3.2 – Подъемники кольцевой системы:
a – двухрядный; б – полуторарядный; в – однорядный
Для оборудования газлифтных подъемников применяют НКТ следующих диаметров: в однорядных подъемниках – от 48 до 89 мм и редко 114 мм, в двухрядных подъемниках – для наружного ряда труб 73, 89 и
114 мм, а для внутреннего – 48, 60 и 73 мм. При выборе диаметров НКТ необходимо иметь в виду, что минимальный зазор между внутренней обсадной колонной и наружной поверхностью НКТ должен составлять 12 – 15 мм.
1. Достоинства газлифтного метода:
1) большие капитальные затраты;
2) низкий к.п.д.;
3) повышенный расход НКТ, особенно при применении двухрядных подъемников;
4) быстрое увеличение расхода энергии на подъем 1 т нефти по мере снижения дебита скважин с течением времени эксплуатации.
В конечном счете, себестоимость добычи 1 т нефти при газлифтном методе ниже за счет низких эксплуатационных расходов, поэтому он перспективен.
2. Напорная система сбора
Напорная система сбора (рисунок 13.2), разработанная Гипровостокнефтью, действует следующим образом. Из скважины нефть под давлением поступает на автоматическую групповую замерную установку, где поочередно замеряется дебит всех скважин, а затем вся нефть подается на участковую сепарационную установку. Дебит скважины замеряется жидкостным расходомером с предварительным отделением газа в циклонном сепараторе. После прохождения расходомера нефть и газ снова смешиваются и подаются на участковую сепарационную установку, где на сепараторе первой ступени при давлении 0,4 – 0,5 МПа газ отделяется и подается на газоперерабатывающий завод. Нефть с пластовой водой и оставшимися растворенными газами насосами перекачивается на центральный сборный пункт, где проходит вторую ступень сепарации через концевые сепараторы и подается на установку комплексной подготовки или в сырьевые резервуары. Газ второй ступени сепарации компрессорной станцией направляется на газоперерабатывающий завод.
Данная напорная система сбора полностью герметизирована, что исключает потери газа и легких фракций нефти. Она позволяет производить подготовку нефти на центральном пункте нескольких месторождений, расположенных на расстоянии до 100 км. Однако длительный совместный транспорт нефти и воды может привести к созданию стойких эмульсий, и при высокой обводнённости нефти могут увеличиться эксплуатационные расходы на транспорт. Тем не менее, это одна из перспективных систем сбора нефти, которая широко применяется в настоящее время.
Существует сравнительно большое число технологических схем по подготовке нефти, газа и воды. Сами установки по подготовке могут размещаться в любом пункте системы сбора, начиная от скважины и кончая головными сооружениями магистральных нефтепроводов. Целесообразность размещения установок подготовки нефти в том или ином пункте определяется в каждом конкретном случае технико-экономическим анализом возможных вариантов. Установлено, что наименьшие капитальные вложения и эксплуатационные затраты на подготовку нефти возможны при размещении установок в местах наибольшей концентрации нефти (сборные пункты, товарные парки, головные сооружения).
Рисунок 13.2 – Напорная система сбора нефти, газа и воды:
1 – выкидные линия; 2 – гидроциклонные сепараторы; 3 – расходомеры жидкости; 4 – сборные напорные коллекторы; 5 – сепараторы первой ступени; 6 – центробежные насосы; 7 – сепаратор второй ступени;
8 – сепаратор третьей ступени; 9 – сырьевые резервуары; КС – компрессорная станция; ГПЗ – газоперерабатывающий завод
Оптимальной технологической схемой подготовки нефти к транспорту следует считать такую, которая при наименьших затратах в отведенное технологическое время позволяет получать нефть с допустимым содержанием воды, солей и с необходимой глубиной стабилизации.
В настоящее время проводят комплексную подготовку нефти в районах промыслов, поэтому на основных нефтяных месторождениях созданы комплексные установки по подготовке нефти, которые объединяют процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации.
На рисунке 13.3 приведена принципиальная технологическая схема установки комплексной термохимической подготовки нефти.
Нефть из скважины после групповых замерных установок по коллектору подается в концевую совмещенную сепарационную установку (КССУ) 2, в которую через смеситель 1 подается горячая вода из отстойника 6, содержащая отработанный деэмульгатор.
Под действием тепла пластовой воды и остатков деэмульгатора, поступающих из отстойника 6 в КССУ 2, происходит частичное разделение эмульсии на нефть, воду и газ. Отделившаяся вода подается в нефтеловушки 20, а выделившийся газ поступает на газобензиновый завод. Нефть из КССУ 2 вместе с оставшейся водой насосом 3 прогоняется через теплообменники
4 и пароподогреватели 5, затем нагретая нефть поступает в отстойник 6 для окончательного отделения нефти от воды. Отделенная вода уносит с собой основное количество солей из нефти.
Рисунок 13.3 – Термохимическая установка по обезвоживанию,
обессоливанию и стабилизации нефти:
1 – смеситель; 2 – концевая совмещенная сепарационная установка (КССУ); 3 – сырьевой насос; 4 и 15 – теплообменники;
5 – пароподогреватели; 6 и 7 – отстойники; 8 – электродегидратор;
9 – вакуумный сепаратор; 10 – холодильник; 11 – сепаратор;
12 – вакуумный компрессор; 13 – газовая линия на газофракционирующую установку; 14 – резервуар товарной нефти;
16 – ёмкости для обескислороживания воды; 17 – насос для подачи пресной воды; 18 – дозировочный насос для подачи деэмульгатора;
19 – ёмкость для деэмульгатора; 20 – нефтеловушка; 21 – насос для «ловушечной» нефти; 22 – пруд-отстойник для сточной воды; 23 – насос для подачи сточной воды на фильтры; 24 – фильтр; 25 – амбар для сброса промывной воды; 26 – ёмкость для очищенной сточной воды; 27 – насос для промывки фильтров; 28 – поршневой насос для подачи сточной воды в нагнетательные скважины.
Для более полного обессоливания нефть из отстойника направляется на смешение с горячей пресной водой, которая подается насосом 17 с предварительным подогревом пароподогревателем 15 и обескислороживанием в ёмкости 16. После тщательного перемешивания пресной воды с нефтью, содержащей соли, эмульсия направляется в отстойник 7, где доводится до требуемой кондиции по содержанию солей. После обессоливания и отделения воды нефть при необходимости может быть направлена из отстойника 7 на дополнительное обессоливание и обезвоживание в электродегидратор 8, а если содержание воды и солей в пределах нормы, то нефть, минуя электродегидратор 8, подается прямо в вакуумный сепаратор 9.
Вакуумные компрессоры 12 забирают из сепаратора 9 газ, из которого при прохождении холодильника 10 и гидроциклонного сепаратора 11 выде-ляется основное количество легких углеводородов. Конденсат из сепаратора 11 отправляется на газобензиновый завод, а газ направляется на специальные установки для полной деэтанизации. Перед теплообменником 4 в нефть вводится деэмульгатор, воздействующий на поверхностные свойства пограничных слоев двух фаз эмульсии. Деэмульгатор также вводится вместе с подачей пресной воды перед отстойником 7.
Данной системой предусмотрена очистка сточных вод с последующей подачей их на нагнетательные скважины для закачки в пласт.