41. Газліфтна експлуатація свердловин

Після припинення фонтанування свердловини переводять на механізовану експлуатацію, однією із способів якої є газліфтний спосіб експлуатації. Газліфтна експлуатація, при якій кількість газу, що його не вистачає для підйому рідини, закачують у свердловину з поверхні, є по суті, продовженням фонтанної експлуатації.

У міру розробки родовища умови експлуатації свердловин погіршуються: обводнюється продукція; збільшується гідростатичний тиск стовпа флюїдів, утворюється високов’язка емульсія, зростають втрати тиску на тертя в стовбурі та викидній лінії, що призводить до зростання тисків Pв і P2, зменшується газовий фактор Gеф і збільшується питома витрата газу R0; за відсутності застосування або недостатній ефективності процесу ППТ можливе зменшення пластового тиску Pпл, а також тисків Pв і P1, що спричиняє збільшення витрат R0. А це приводить до порушення умов фонтанування.

Оскільки умові Gеф = R0 відповідає тиск Pв.min , а Pв.min Pпл, то свердловина припиняє фонтанування при певному Q 0.

Якщо пластову енергію, яка в свердловині виражена ефективним газовим фактором Gеф, поповнювати закачуванням газу в свердловину з поверхні, то виконуватимемо штучне фонтанування, яке в такому випадку називається газліфтним підйомником, а спосіб експлуатації газліфтним.

Як газ можна використовувати повітря або вуглеводневий газ. Тоді підйомник відповідно називають ерліфтом або газліфтом. Перевага ерліфта - необмежене джерело повітря. При використанні газліфта на відміну від ерліфта досягається повна утилізація газу, збереження і утилізація легких фракцій нафти, утворення у свердловинах, які обводнюються, менш стійкої емульсії, для руйнування якої потрібні менші витрати. Тому сьогодні застосовують тільки газліфт.

Газ можна подавати за допомогою компресора. Такий різновид газліфта називають компресорним. Як газ можна використовувати нафтовий або природній вуглеводневий газ. Нафтовий газ відокремлюють від нафти, яка видобувається, піддають промисловій підготовці і закачують у газліфтні свердловини (замкнутий газліфтний цикл). Природний газ можна подавати із сусіднього газового родовища (за даними техніко - економічних розрахунків допускається транспортування газу з відстані кілька десятків кілометрів), із магістрального газопроводу або з газобензинового заводу. Підготовка природнього газу на нафтовому промислі не потрібна.

При безкомпресорному газліфті природній газ під власним тиском надходить із газових свердловин або газоконденсатних родовищ. Там же його очищають і осушують. На нафтовому промислі іноді його тільки підігрівають, щоб запобігти гідратоутворенню. Якщо нафтовий і газовий поклад залягають на одній площині, то можливий внутрішньо свердловинний безкомпресорний газліфт., відмінна особливість якого - надходження газу з газового пласта, що лежить вище або нижче, безпосередньо у нафтову свердловину.

Галузь застосуваня газліфта - високодебітні свердловини з невеликим вибійним тиском, свердловини з високим газовим фактором та вибійними тисками нижче тиску насичення, пісочні свердловини, а також свердловини у важкодоступних умовах. Газліфтний спосіб ефективний при експлуатації викривлених свердловин, розробці багатопластових родовищ.

Переваги газліфтного способу порівнянно з іншими, особливо механізованими способами експлуатації, такі:

• висока техніко - економічна ефективність;

• відсутність підйомних механізмів і деталей, які труться;

• великий міжремонтний період;

• простота обслуговування свердловин і регулювання роботи, боротьби з корозією і відкладами парафіну і солей, автоматизація та зміни режимів;

• можливість проведення широкого комплексу дослідницьких робіт;

• централізоване дозування різних добавок у свердловину;

• використання енергії пластового газу;

• відсутність негативного впливу пластового газу, високих вибійних температур;

• надійність наземного обладнання тощо.

Разом з тим газліфтний спосіб, особливо компресорний газліфт, має серйозні недоліки:

• низький ККД усієї газліфтної системи, яка містить компресорну станцію, газопроводи та свердловини;

• великі капітальні вкладення на будівництво компресорної станції та газопроводів;

• великі енергетичні витрати на стискання газу

• порівняно високі експлуатаційні витрати на обслуговування компресорної станції;

• порівняно низький ККД (0.09 .... 0,16) порівняно з насосним способом (0,25 ... 0,3 для відцентрових, і 0,25 - для штангових насосів).