Исследование газлифтных скважин

Исследование в газлифтной скважине проводится с целью:

1. Установления зависимости дебита нефти и воды от забойного давления, определения коэффициента продуктивности.

2. Установления зависимости дебита нефти и воды от расхода рабочего агента и на этой основе определения оптимального режима работы газового подъемника.

Забойное давление замеряют с помощью глубинного манометра или по давлению нагнетаемого рабочего агента. Чаще применяется способ исследования скважин при постоянном противодавлении на устье скважины, изменяя расход рабочего агента. В этом случае вначале устанавливают режим работы скважины при минимальном расходе газа, когда еще идет подача жидкости из скважины. Установленный расход газа поддерживается постоянно в течение нескольких часов для того, чтобы режим работы скважины установился. После этого замеряют дебит нефти, воды и газа в скважине и определяют расход сжатого газа. После этого увеличивают расход рабочего агента и вновь проводят те же самые замеры. Дебит жидкости возрастает с увеличением расхода рабочего агента, но до определенного предела, после которого дальнейшее увеличение расхода рабочего агента дебит скважины уменьшается. В этой связи исследование скважины заканчивают после того, как при последующих двух-трех режимах дебит нефти будет снижаться, а расход агента увеличиваться. По данным исследования строят кривые зависимости дебита скважины от расхода рабочего агента (рис. 80).

Рис. 80. Кривая зависимости дебита жидкости, удельного расхода газа и рабочего давления от количества нагнетаемого рабочего агента: 1 - дебит жидкости; 2 - рабочее давление; 3 - удельный расход газа

На этом графике строят кривую удельного расхода рабочего агента, показывающую, что при различных отборах жидкости изменяется количество нагнетаемого газа, необходимого для подъема из скважины 1 тонны нефти. На рис. 80 видно, что наименьший удельный расход газа получается не при максимальном дебите, а при меньшем отборе. По кривым 1 и 2 определяют количество рабочего агента, необходимого для работы данной скважины. Режим работы скважины устанавливают в зависимости от допускаемого отбора жидкости и производительности компрессорной станции. Если количество сжатого газа достаточно для полного обеспечения всех скважин на нефтепромысле без ограничения дебитов, то работают на режимах максимального дебита скважин, который показан наивысшей точкой на кривой 1.

А если сжатого газа на нефтепромысле недостаточно или отбор жидкости из скважины ограничен, тогда работают на режимах минимального удельного расхода газа. Режим работы скважин ежемесячно уточняется в зависимости от состояния разработки месторождения.

2.7. Бескомпрессорный газлифт

В случае когда в качестве рабочего агента используется нефтяной газ, залежи нефти с высокими пластовыми давлениями или сжатый природный газ, тогда способ эксплуатации нефтяных скважин называют бескомпрессорным газлифтом. Часто на газонефтяных месторождениях применяется так называемый внутри-скважтный газлифт, когда природный сжатый газ поступает из газового пласта в подъемник непосредственно в скважине. Принципиальная схема бескомпрессорного газлифта, когда в качестве рабочего агента используется сжатый газ высоконапорных газовых залежей, показана на рис. 81.

Сжатый газ из скважины 1 проходит через огневой подогреватель 2 (если температура газа меньше 25° С), где расворяется кристаллогидрат, затем газ поступает в гидроциклонные сепараторы 3, » которых из газа отделяется конденсат и собирается в конденса-тосборнике 4. Сухой газ, проходя через беспламенный инфракрасный подогреватель 5, нагревается до температуры 30-90° С и пос-

Рис. 81. Схема цикла бескомпрессорного газлифта с использованием в качестве рабочего агента газа газовой залежи тупает в газораспределительные батареи (ГРБ) 6, откуда под собственным давлением подается к газлифтным скважинам 7 и направляется на групповые газоотделители 8 для отделения газа от нефти. Нефть после газоотделителей направляется в нефтяной коллектор, а газ - на газобензиновый завод (ГБЗ) или другим потребителям.

Образование кристаллогидрата во многом зависит от состава природного газа, содержания влаги, давления и температуры. При увеличении давления повышается температура начала гид-ратообразования. На процессы гидратообразования влияет турбулентность потока газа. Большое значение в этой связи играет установка штуцера, т.к. при этом изменяется температура газа.

В данной схеме штуцер установлен на ГРП (6), т.е. после очистки и подогрева газа, при этом практически исключается гидратообразование.

На рис. 82 показаны схемы простейших внутрискважинных газлифтов.

Рис. 82. Схемы внутрискважинных газлифтов

На рис. 82 газовый пласт 5 расположен выше нефтяного пласта 3. В скважину спущен один ряд НКТ 1 с рабочим клапаном 4. Между нефтяным и газовым пластами установлен пакер 2. По НКТ 1 поднимается нефть, а по затрубному (кольцевому) пространству через рабочий клапан 4 поступает сжатый газ из газового пласта.

Излишний газ скапливается в затрубном пространстве и оттуда поступает в газовый коллектор. На рис. 82 б показано, как по центральным трубам поступает сжатый газ из газового пласта, а по кольцевому пространству идет нефть из нефтяного пласта. Нефтяной и газовый пласты разобщены пакером 2. Газ поступает

через газовый клапан, газирует нефть и вместе с нефтью поднимается по кольцевому пространству на поверхность.

Регулирование работы газовых подъемников в описанных схемах осуществляется с помощью регуляторов 6, устанавливаемых на выкидной линии.

Эксплуатация скважины бескомпрессорным газлифтом наиболее целесообразна и экономична, если имеются газовые залежи высокого давления и особенно если этот газ после полезной работы по подъему нефти на поверхность полностью будет использован в качестве топлива, на газобензиновых заводах и т.д.

При газлифтной эксплуатации скважин возможны следующие осложнения:

- образование песчаных пробок на забое скважины;

- отложение солей в НКТ и на забое скважины;

- скопление воды на забое и, в связи с этим, образование стойких водонефтяных эмульсий;

- отложение парафина в НКТ.

Предупреждают и ликвидируют вышеперечисленные осложнения такими же способами, как и при фонтанной эксплуатации скважин.

Поиск по сайту: