- •1 Характеристика месторождения нефти, разрабатываемого нгду
- •Стратиграфия
- •Свойства и состав нефти, газа и воды
- •2 Конструкция скважин и их забоев, способы освоения скважин
- •2.1 Типовые конструкции скважин и их забоев
- •2.2 Перфорация обсадных колонн и принцип действия применяемых перфораторов
- •2.3 Меры безопасности при вскрытии и освоении скважины
- •3 Фонтанная и газлифтная эксплуатация скважин
- •3.1 Фонтанная эксплуатация скважин
- •3.2 Газлифтная эксплуатация скважин
- •4 Эксплуатация скважин, оборудованных скважинными штанговыми насосными установками (шсну)
- •5 Эксплуатация скважин, оборудованных электроцентробежными погружными насосными установками (уэцн)
- •6 Эксплуатация скважин малораспространенными насосными установками
- •6.1 Возвратно-поступательные насосы
- •6.2 Погружные винтовые насосы (уэвн)
- •6.3 Погружные диафрагменные насосы (уэдн)
- •7 Гидродинамические и промыслово-геофизические методы исследования скважин и пластов
- •8 Способы воздействия на призабойную зону скважин
- •8.1 Гидроразрыв пласта
- •8.2 Соляно-кислотные обработки призабойной зоны скважин
- •8.3 Термогазохимическое воздействие на призабойную зону (тгхв)
- •9 Подземный текущий и капитальный ремонт скважин
- •10 Организационная структура нгду
- •10.1 Функции цехов основного и вспомогательного производств
3.2 Газлифтная эксплуатация скважин
Газлифтная (компрессорная) 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.
Принцип действия газлифта. 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 воздушной трубе (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 из 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 (рисунок 8а) и двухрядные (рисунок 8б).
В однорядном в скважину опускают только одну колонну труб, по которой газожидкостная смесь поднимается из скважины на поверхность. В двухрядном подъемнике в скважину опускают две насосные колонны труб. По затрубному 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 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 заканчиваю
ют трубами меньшего диаметра, называемых хвостовиком.
Достоинства газлифтного метода:
‒ простота конструкции (в скважине нет насосов);
‒ расположение технологического оборудования на поверхности (облегчает его наблюдение, ремонт), обеспечение возможности отбора из скважин больших объемов жидкости (до 1800 ÷1900 т/сут);
‒ возможность эксплуатации нефтяных скважин при сильном обводнении и большом содержании песка, простота регулирования дебита скважин. Недостатки газлифтного метода:
‒ большие капитальные затраты;
‒ низкий КПД;
‒ повышенный расход НКТ, особенно при применении двухрядных подъемников;
‒ 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.