- •Лекция №1
- •Классификация месторождений природного газа
- •Этапы разработки газовых и газоконденсатных месторождений
- •Режимы разработки месторождений природных газов
- •Особенности разработки газоконденсатных месторождений
- •Особенности притока газа к забою газовой скважины
- •Лекция 3
- •Состав и физико-химические свойства природных газов. Классификация природных газов
- •Газовые смеси. Плотность газов
- •Состав газовой смеси
- •Так появились уравнения состояния Битти - Бриджмена с пятью константами, Бенедикта – Вебба - Рубина с восемью константами и др.
- •Вязкость газов
- •Термодинамические характеристики газа
- •Классификация газовых топлив
- •Требования к качеству газового топлива
- •Опасные свойства природных газов
- •Взрывы газовоздушных смесей
- •Жидкие смеси. Состав и характеристика жидкой смеси
- •Объём паров после испарения жидкости
- •Фазовые состояния углеводородных систем. Словия равновесия двухфазной системы
- •Количественное решение двухфазной системы заключается в количественном распределении на паровую и жидкую фазы всех компонентов этой смеси при заданных давлении и температуре.
- •Упругость насыщенных паров
- •Термодинамические характеристики газа
- •Эффект Джоуля – Томсона
- •Эффект Ранка
- •Лекция №7
- •Лекция № 8
- •Состояние призабойной зоны пласта
- •Проницаемость призабойной зоны пласта
- •Классификация дисперсных систем по межфазному взаимодействию
- •Фильтрация дисперсных систем через пористые среды
- •Определение диаметра фонтанных труб газовой скважины
- •Принцип работы газлифта
- •Системы и конструкции газлифтных подъёмников
- •Разновидности газлифта, их технологические схемы
- •Преимущества и недостатки газлифтного способа добычи нефти
- •Оборудование газлифтных скважин
- •Пусковое давление
- •Методы снижения пускового давления
- •Газлифтные клапан
- •Тарировка газлифтных клапанов
- •Спуск и подъём съёмных клапанов, используемый инструмент
- •Торпедная перфорация
- •Сверлящая перфорация
- •3.Свабирование
- •4. Имплозия
- •Приборы для измерения давления
- •Устройства для измерения температуры
- •Устройства для измерения расхода природного газа
- •Подготовка скважины к газогидродинамическим исследованиям
- •Технология проведения исследований
- •Определение коэффициентов фильтрационного сопротивления "а" и "в"
- •Обработка результатов исследований газовой скважины на стационарных режимах
- •Пожары и фонтаны на нефтяных и газовых скважинах
- •Лекция №22
- •Средства и методы борьбы с пескопроявлением скважин
- •Лекция 23
- •Основные мероприятия по предупреждению и ликвидации обводнения газовых скважин
- •Классификация методов восстановления производительности обводняющихся скважин
- •Лекция №24
- •Лекция №25
- •8М-136 н2о или же м-17 н2о.
- •I – с4н817н2о,
- •Лекция №26
- •Основы ингибирования процесса гидратообразования
- •Ликвидация гидратов природных газов в газопроводах
- •Метод снижения давления в газопроводе
- •Метод устранения гидратов повышением их температуры
- •Устранение гидратных пробок с использованием ингибиторов гидратообразования
- •Метод сублимации гидрата
Разновидности газлифта, их технологические схемы
В качестве газа можно использовать воздух или углеводородный газ. Тогда подъёмник соответственно называют эрлифтом или газлифтом.
Эрлифт впервые был применен на Бакинских промыслах по предложению инженера В. Г. Шухова в 1897 г. Преимущество эрлифта состоит только в неограниченности источника воздуха. При использовании газлифта в отличие от эрлифта достигается полная утилизация газа, сохранение и утилизация легких фракций нефти, образование в обводняющихся скважинах менее стойкой эмульсии, для разрушения которой требуются меньшие затраты. Поэтому в настоящее время применяется только газлифт.
Газ может подаваться с помощью компрессора. Такая разновидность газлифта носит название компрессорного газлифта.
В качестве газа можно использовать нефтяной или природный углеводородный газ.
При компрессорном газлифте с использованием нефтяного газа последний отделяют от добываемой нефти, подвергают промысловой подготовке и закачивают в газлифтные скважины (замкнутый газлифтный цикл, предложенный в 1914 г. M.M. Тихвинским).
Технологическая схема газлифтной системы с замкнутым циклом включает газлифтные скважины, сборные трубопроводы, установку подготовки нефти, компрессорную станцию, установку подготовки газа, газораспределительные батареи и газопроводы высокого давления (рис.4).
Природный газ может подаваться из соседнего газового месторождения, магистрального газопровода или газобензинового завода. По данным технико-экономических расчётов допустим транспорт газа для целей газлифта до нескольких десятков километров. Подготовка природного газа на нефтяном промысле не требуется. Технологическая схема в данном случае упрощается.
Рисунок 4. Технологическая схема газлифтной системы:
1,3 - входной и выходной сепараторы; 2 - компрессорная станция; 4 - магистральный внутрипромысловый газопровод, 5 – газораспределительная батарея, в – разводящий газопровод, 7 - газлифтная скважина, 8 - выкидной шлейф; 9 - сепарационная замерная установка; 10, 11 - сепараторы первой и второй ступени.
Газлифт может быть компрессорным и бескомпрессорным. При бескомпрессорном газлифте природный газ под собственным давлением поступает из скважин газовых или газоконденсатных месторождений. Там же осуществляется его очистка и осушка. На нефтяном промысле иногда его только подогревают. Если нефтяная и газовая залежи залегают на одной площади, то при достаточно высоком давлении в газовой залежи может быть организован внутрискважинный бескомпрессорный газлифт. Его отличительная особенность поступление газа из выше - или нижезалегающего газового пласта непосредственно в нефтяной скважине.
Если на промысле уже организована газлифтная эксплуатация скважин, а забойные давления и дебиты уменьшились (менее 50 т/сут), то для повышения технико-экономической эффективности добычи нефти работу скважин можно перевести с непрерывного газлифта на периодический, при котором газ закачивается в скважину периодически.
Преимущества и недостатки газлифтного способа добычи нефти
Эффективность работы любого механизма или системы определяется коэффициентом полезного. Действия, равным отношению полезной (отдаваемой) мощности к подведённой (полной) мощности. При многократном превращении или передаче энергии отдаваемая мощность одним звеном в то же время является подводимой энергией последующего звена системы.
Общий коэффициент полезного действия такой системы как отношение отдаваемой системой мощности к подведенной к ней мощности равен произведению коэффициентов полезного действия на всех ступенях передачи энергии. Тогда для всей компрессорной газлифтной системы
(3)
где - коэффициент полезного действия соответственно газлифтной системы, газового двигателя компрессора, поршневого компрессора, магистрального газопровода, газораспределительной батареи, разводящего газопровода и скважины.
Усредненные значения коэффициентов полезного действия газлифтной системы и её звеньев для условий Западной Сибири приведены в таблице 1.
Анализ таблицы выявляет два направления повышения
эффективности: уменьшение числа звеньев, то есть применение внутрискважинного газлифта и повышение коэффициентов полезного действия каждого звена, особенно газового двигателя и газлифтной скважины. Коэффициенты полезного действия звеньев системы, кроме газового двигателя и компрессора, тем выше, чем меньше отличаются давления на входе и выходе из звена. Повышения энергетической эффективности можно достигнуть правильным подбором параметров работы газлифтной системы (забойного Рз , рабочего Рр, устьевого Р2давлений, диаметра подъёмных трубd) и смежных систем (систем сбора продукции, ППД).
Отсюда следует, что внутрискважинный газлифт по сравнению с компрессорным и бескомпрессорным характеризуется наибольшей эффективностью.
Таблица 1. Усредненные значения коэффициентов полезного действия газлифтной системы и ее звеньев
Звено |
Газлифт | ||
Компрес- сорный |
Бескомпрес- сорный |
Внутрисква- жинный | |
Газовый двигатель |
0,43 |
- |
- |
Поршневой компрессор |
0,85 |
- |
- |
Газодобывающая скважина |
- |
0,85 |
0,85 |
Магистральный газопровод |
0,98 |
0,98 |
- |
Газораспределительная батарея |
0,94 |
0,94 |
- |
Разводящий газопровод |
0,98 |
0,98 |
- |
Газлифтная скважина |
0,41* |
0,41 |
0,41 |
Вся система |
0,14 |
0,32 |
0,35 |
* -Интервал изменения 0,1 - 0,6 |
В целом системе компрессорного газлифта присущи следующие недостатки:
- низкий коэффициент полезного действия всей газлифтной системы, включающей компрессорную станцию, газопроводы и скважины;
- большие капитальные вложения на строительство компрессорной станции и газопроводов;
- большие энергетические затраты на компримирование (сжатие) газа;
- сравнительно высокие эксплуатационные расходы на обслуживание компрессорной станции.
Газлифт можно применять только при наличии достаточного количества углеводородного газа. Поэтому ввиду названных недостатков газлифта проводят технико-экономическое сопоставление газлифтного и насосного способов эксплуатации и выбор наиболее эффективного способа.
Отметим, что при бескомпрессорном газлифте себестоимость добычи нефти может быть в несколько раз меньше, чем при эксплуатации штанговыми насосными установками.