Концепция управления газлифтной скважиной

Концепция управления газлифтной скважиной

В данной статье была рассмотрена газлифтная скважина и принцип ее работы. Производилась перечень основных технологических процессов, а также рассматривались основные типы газлифтных скважин. Суть статьи заключается в описании основной концепции управления и автоматизации газлифтной скважины.

Аннотация статьи
газлифтные клапаны (GLVs)
газожидкостное соотношение (GLR)
забойное давление (BHPs)
Ключевые слова

Газлифт – это форма искусственного подъема [3], которая наиболее близкая к естественному потоку. Его можно рассматривать как продолжение процесса естественного потока. В естественно протекающей скважине, когда жидкость движется вверх к поверхности, давление столба жидкости уменьшается, заставляя газ расширяться и двигаться быстрее вверх. При этом подаваемый газ поможет перенести некоторую разбавленную жидкость на поверхность; однако, если скорость газа недостаточно высока, некоторая жидкость может начать снижаться в какой-то точке близи поверхности. Газлифт часто используется при подъеме воды с целью обезжелезивания газа. При таком подходе газ высокого давления впрыскивается в колонну жидкости для уменьшения градиента давления потока. Другими словами, газлифт – это процесс добавления дополнительного газа (из внешнего источника) для увеличения соотношения газ-жидкость (GLR), приводящего к уменьшению плотности текущей жидкости. На рисунке показана схема типовой газлифтной системы [2].

Рис. Схема типичной газлифтной системы

Здесь 1 – инжекционный газовый коллектор, 2 – инжекционный газ, 3 – газ для газлифта, 4 – газ на продажу, 5 – дегидратация, 6 – компрессорная станция, 7 – газовый сепаратор масла, 8 – трубопровод, 9 – нефтехранилище, 10 – производтсвенныйтрубопровод, 11 – TBG/GSG датчик давления, 12 – дебит скважины.

Основные компоненты такой газлифтной системы:

  • скважины;
  • комплекс компрессорных станций;
  • система газопроводов высокого давления;
  • сборные трубопроводы для нефтяного и газового сырья;
  • различные виды сепараторов;
  • батарея газораспределения;
  • ГЗУ (групповые замерные установки);
  • очистные и осушительные газовые системы с возможностью регенерации этиленгликоля;
  • ДНС (дожимные насосные станции);
  • пункт сбора добываемой нефти.

Существует два типа газлифтных систем: непрерывный и периодический. В обеих газлифтных системах для подъема пластовой жидкости с поверхности нагнетается природный газ высокого давления [1].

Периодический газлифт, как правило, используют на скважинах, суточный дебит которых составляет 40-60 тонн, а также при низком значении пластового давления. Непрерывный тип, который очень похож на естественный поток, является наиболее распространенным методом газлифта в промышленности. По части управления газлифтных скважин осуществляется следующее:

  1. обеспечение необходимых автоматических измерений;
  2. контроль за рабочим давлением линий газоподачи в скважины с магистральных коллекторов;
  3. проведение замеров и контролирование перепадов давления;
  4. обеспечение автоматического управления, оптимизации и стабилизации работы эксплуатируемых скважин;
  5. проведение расчета рабочего газа;
  6. замеры суточных дебитов скважин отдельно по сырой нефти, по воде и по общему объему выкачиваемой жидкости.

Главным образом для автоматизации установки газлифтных скважин должны быть установлены датчики [4] различного назначения (уровня, давления, температуры, расхода) а также исполнительные механизмы, на основе которых операторы воздействуют на технологический процесс. Вся информация о технологическом процессе, которая протекает на установке, поступает с установленных датчиков на ЭВМ, где высвечиваются на экране информация о процессе. Если все параметры процесса находятся в пределах заданных значений, то за оператором остается функция контроля. В случае нежелательного изменения технологических параметров процесса на экране ЭВМ могут высвечиваться предупреждающие сообщения либо звуковая сигнализация, и оператор воздействует на процесс посредством различных исполнительных механизмов (ИМ).

К устанавливаемым датчикам можно отнести манометр давления газа. В виду того, что по трубам проходит газ, который создает давление, необходимо производить постоянный контроль и регулирование давления газа. В качестве такого датчика можно использовать датчик давления газа AD-30.

Текст статьи
  1. Паблано Е, Камачо Р. Анализ устойчивости непрерывных газлифтных скважин. 2002.
  2. Шахри М.А. Упрощенный и быстрый метод определения расходных характеристик каждого газлифтного клапана. 2011.
  3. Браун К.Е. Технология методов искусственного подъема. 1984.
  4. Кутяйкин В.Г. Электротехника, электронная техника, информационные технологии.
Список литературы
Ведется прием статей
Прием материалов
c 31 июля по 06 августа
Осталось 7 дней до окончания
Публикация электронной версии статьи происходит сразу после оплаты
Справка о публикации
сразу после оплаты
Размещение электронной версии журнала
10 августа
Загрузка в eLibrary
10 августа
Рассылка печатных экземпляров
18 августа