11 Принцип работы газлифта

Рис. 4.1. Принципиальные схемы газлифтных скважин

Конструкции: а - однорядная; б - двухрядная; в - полуторорядная

Газлифтный подъемник состоит из двух каналов или тру­бопроводов: одного для подачи рабочего агента, другого - для подъема газожидкостной смеси. Трубы, по которым закачи­вается рабочий агент, называются воздушными, а по которым происходит подъем газожидкостной смеси - подъемными.

Газ подается в кольцевое пространство между эксплуатаци­онной колонной и НКТ и оттесняет жидкость в НКТ. Сжатый газ, дойдя до башмака НКТ, проникает в них, газируя жидкость. Пузырьки газа поднимаются по НКТ, увлекая за собой жид­кость. Поскольку плотность газожидкостной смеси меньше плотности жидкости, противодавление на пласт снижается и за счет разницы между пластовым и забойным давлениями жидкость поступает из пласта в скважину.

Газлифтный подъемник характеризуется глубиной по­гружения, высотой подъема жидкости и относительным по­гружением.

Глубина погружения — это высота столба дегазированной жидкости Һ, соответствующая давлению у башмака подъемника во время работы скважины.

Высота подъема — это расстояние h_o от уровня жидкости до устья во время работы.

Относительное погружение — это отношение глубины по­гружения h ко всей длине подъемника.

В промысловой практике при определении относительного погружения обычно исходят из рабочего давления, т.е. из дав­ления нагнетания газа. При этом задаются рабочим давлением и определяют относительное погружение.

12 Системы газлифтных подъемников

Системы кольцевая и центральная.

При кольцевой системе газ с поверхности подается в коль­цевое пространство между эксплуатационной колонной и НКТ, а газонефтяная смесь отбирается по НКТ.

При центральной системе газ нагнетают по центральной колонне НКТ, а газонефтяная смесь поднимается по кольцевому пространству. Обычно центральная система применяется при однорядном подъемнике. Центральную систему применяют в том случае, если в скважину нельзя спустить трубы расчетного диаметра и при пуске скважины в работу из-за низких пусковых давлений. Недостатки центральной системы: при наличии песка выступающие муфты труб стачиваются, в результате возможен обрыв труб, при содержании в нефти парафина или солей они откладываются на стенках колонны и уменьшают ее диаметр. Поэтому в большинстве случаев применяют подъемники коль­цевой системы.

13 Конструкции газлифтных подъемников

Конструкции подъемников бывают однорядные, двух­рядные, и полуторарядные (рис. 4.1).

При однорядном подъемнике спускают один ряд труб, который является подъемной колонной, а нагнетательной -обсадная колонна.

При двухрядном подъемнике в скважину опускают два концентрически расположенных ряда труб. Внутренние трубы подъемные, наружные - нагнетательные (воздушные).

Полуторарядный подъемник выполняется со ступенчатой нагнетательной колонной: в нижней части меньшего диаметра, в верхней - большего.

Двухрядные подъемники применяют на сильно обводнен­ных и пескопроявляющих скважинах, они работают с меньшей пульсацией рабочего давления и струи жидкости, т. е. требуется меньший расход газа.

Недостаток двухрядных подъемников - большая метал­лоемкость.

Преимущество полуторарядного подъемника в снижении металлоемкости и улучшении выноса песка с забоя. Недостаток - невозможность увеличения погружения подъемных труб.

В настоящее время применяется однорядный подъемник, при котором в эксплуатационную колонну спускается один ряд НКТ. Он является наименее металлоемким и наиболее деше­вым, обеспечивает возможность свободного изменения диаме­тра и длины подъемных труб, причем диаметр может быть уже значительно большим. Для обеспечения условий выноса песка с забоя скважины трубы спускают до забоя, а газ вводят выше на необходимой глубине через рабочий газлифтный клапан или через 2-4 отверстия диаметром 5-8 мм в рабочей муфте. Клапан или рабочая муфта при прохождении газа создают постоянный перепад давления (0,1-0,15 МПа), который удерживает уровень жидкости ниже точки ввода газа в подъемные трубы. Этим уменьшаются пульсации в работе, которые способствуют раз­рушению пласта и образованию песчаных пробок.

Для очистки забоя от песка обратной (закачкой жидкости в НКТ) промывкой скважины рабочий газлифтный клапан снабжают дополнительным узлом обратного клапана, который перекрывает отверстия и жидкость идет не через газлифтный клапан, а через башмак НКТ. В дополнение к этому большое затрубное пространство позволяет устанавливать газлифтные клапаны вдоль колонны НКТ.