3 Обладнання для газліфтної експлуатації свердловин

3.1 Призначення, склад та комплектність установок для експлуатації свердловин безкомпресорним та компресорним газліфтом

Газліфтний метод експлуатації відноситься до механізованого методу видобутку нафти. Має ряд переваг серед інших механізованих способів:

1) немає вузлів і механізмів, які швидко зношуються внаслідок тертя;

2) може використовуватись для похило-скерованих свердловин;

3) високий дебіт (великий відбір продукції 1000 – 2000 м³/добу);

4) простота регулювання режиму роботи.

Недоліки:

1) низький ККД (10 – 30 %);

2) великі капіталовкладення (особливо при компресорному газліфті);

3) відносно високі питомі енергетичні затрати на видобуток рідини.

Суть газліфтного способу експлуатації полягає в забезпеченні фонтанування свердловини шляхом подачі до низу колони НКТ необхідної кількості стисненого газу. При цьому проходить загазування рідини в підйомних трубах і зменшення її густини. За рахунок аерації вага стовпа рідини зменшується і енергія пласта є достатньою для підняття пластової рідини до устя і подачі її на поверхню.

При газліфті в затрубному просторі свердловини встановлюється новий динамічний рівень і відповідний вибійний тиск. Тому робота виведеного на стійкий режим газліфтного підйомника аналогічна роботі фонтанного. В зв’язку з цим і схема газліфтного підйомника в значній мірі аналогічна фонтанному.

За способом подачі робочого агента в свердловину розрізняють компресорний і безкомпресорний газліфт.

Безкомпресорний використовується в тому випадку, коли маємо свердловину з достатньою кількістю газу. Коли джерело газу знаходиться у тій же свердловині, то маємо внутрішньо свердловинний безкомпресорний газліфт. При компресорному газліфті компресор нагнітає газ в свердловину.

Газліфтна експлуатація свердловин може бути безперервною або періодичною. Періодичний газліфт застосовується на свердловинах з дебітом від 40 до 60 м³/добу або з низьким пластовим тиском. Висота підйому рідини при газліфті залежить від можливого пускового тиску газу і глибини занурення колони НКТ під динамічний рівень. В середньому діапазон використовуваних значень пускового тиску газу складає від 4 до 14іМПа.

Важливою особливістю газліфтного способу є широкий діапазон можливих подач, що дозволяє його використовувати для експлуатації свердловин як з низьким (менше 40 м³/добу), так і високим дебітами (до 1600 м³/добу), а також свердловин з високими газовими факторами і вибійними тисками нижче тиску насичення.

Принципова схема газліфтного циклу приведена на рисунку 3.1.

1 - газова свердловина високого тиску; 2, 4, 8 - газовий сепаратор; 3 - теплообмінник; 5 - газорозподільна батарея;

6 - газліфтна свердловина; 7 - нафтогазовий сепаратор;

9 – компресорна станція

І – газ високого тиску з газової свердловини; ІІ – продукція газліфтної свердловини; ІІІ – нафта; ІV – газ низького тиску, який містить крапельну нафту; V – газ низького тиску, очищений від нафти; VІ – стиснутий газ в систему промислового збору;

VІІ – газ високого тиску після компресорної станції

Рисунок 3.1 – Схема газліфтного циклу при видобутку нафти

Як було сказано вище, за наявності газової свердловини високого тиску реалізується безкомпресорний газліфт. Газ із свердловини 1 через газовий сепаратор 2 подається в теплообмінник 3. Нагрітий газ після додаткового очищення в сепараторі 4 проходить через газорозподільну батарею 5 і направляється до газліфтних свердловин 6. Продукція свердловин направляється в нафтогазовий сепаратор 7, після чого нафта поступає в колектор, а газ, що містить краплі нафти, проходить додаткове очищення в сепараторі 8 і після стиснення в компресорній станції 9 поступає в систему промислового збору. Якщо газової свердловини високого тиску немає, то для газліфта використовується попутній нафтовий газ. Після стиснення газ з компресорної станції 9 послідовно проходить теплообмінник 3, газовий сепаратор 4 і так далі, поки знову не поступить на станцію 9. В даному випадку використовується замкнутий газліфтний цикл, при якому газ, що нагнітається в свердловини, багато раз використовується для підйому рідини.

Залежно від числа рядів труб, концентрично розміщених у свердловині, розрізняють конструкції дво-, півтора- та однорядних підйомників (рис. 3.2), а залежно від скерування подачі газу – кільцеву та центральну системи підйомників.

При кільцевій газ подають у кільце – затрубний (між колоною НКТ та експлуатаційною колоною) чи міжтрубний (між двома колонами НКТ) простори. При центральній - газ подають у центральні труби.

а, б, в - відповідно дво-, півтора- і однорядний підйомники кільцевої системи; г - однорядний підйомник центральної системи

Рисунок 3.2 – Газліфтні підйомники