4.Газлифтная эксплуатация, условия применения.

Составной частью энергии фонтанирования является подъемная сила газа. И, при уменьшении количества газа в пласте, фонтанирование скважин прекращается. Но оно может быть продлено за счет газа, вводимого в скважину. Такой способ эксплуатации назван газлифтным (или компрессорным).

Область применения газлифта – высокодебитные скважины с большими забойными давлениями, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, песочные (содержащие в продукции песок) скважины, а также скважины, эксплуатируемые в труднодоступных условиях (например, затопляемость, паводки, болота и др.). Газлифт характеризуется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы. [1]

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 – Hст. В этом случае давление жидкости на забое соответствует пластовому давлению.

Pпл =ρ g Hст ,

отсюда

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

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 и двухрядные (рис. 7, 8).

Рис. 7 Подъемники кольцевой системы: а – двухрядный, б – полуторорядный, в – однорядный.

Рис 8. Процесс запуска газлифтной скважины: 1 – пусковые клапаны, 2 – газлифтный клапан.

В однорядном в скважину опускают только одну колонну труб. В двухрядном подъемнике в скважину опускают две насосные колонны труб. 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 (рис. 7) применяют на сильно обводненных скважинах при наличии на забое большого количества песка. С целью снижения металлоемкости применяют, так называемую полуторорядную конструкцию, когда высший ряд труб заканчивают трубами меньшего диаметра, называемых хвостовиком (рис. 7).

Для оборудования газлифтных подъемников применяют НКТ следующих диаметров: в однорядных подъемниках – от 48 до 89 мм и редко 114 мм, в двухрядных подъемниках – для наружного ряда труб 73. [1]

Устье газлифтной скважины оборудуют стандартной фонтанной арматурой, рабочее давление, которой должно соответствовать максимальному ожидаемому на устье скважины. Арматуру до установки на скважину опрессовывают в сборном виде на пробное давление, указанное в паспорте. После установки на устье скважины ее опрессовывают на давление, допустимое для опрессовки эксплуатационной колонны, при этом независимо от ожидаемого рабочего давления арматуру монтируют с полным комплектом шпилек и уплотнений. Под ее выкидными и нагнетательными линиями, расположенными на высоте, устанавливают надежные опоры, предотвращающие падение труб при ремонте, а также вибрацию от ударов струи (рис. 9).

Обвязка скважины и аппаратура, а также газопроводы, находящиеся под давлением, должны отогреваться только паром или горячей водой. [1]

Рис 9 Газлифтная установка ЛН: 1 – фонтанная арматура; 2 – скважинная камера; 3 – колонна насосно-компрессорных труб; 4 – газлифтный клапан; 5 – пакер; 6 – приемный клапан; 7 – ниппель приемного клапана.

В практике эксплуатации газлифтных скважин, особенно в ранние периоды, было выбрано много практических приемов пуска газлифтных скважин и преодоления трудностей, связанных с возникновением высоких пусковых давлений. К этим методам можно отнести следующие:

1) Применение специальных пусковых компрессоров. При использовании компрессорных станций в качестве источника сжатого аза для газлифтных скважин на этих станциях устанавливается один или несколько компрессоров, развивающих повышенное давление, достаточное для пуска скважины.

2) Последовательный допуск труб. Башмак подъемных труб в этом случае спускается под статический уровень не на проектную глубину, а на такую, при которой можно продавить скважину имеющимся давлением.

3) Переключение работы подъемника с кольцевой системы а центральную. Переключение скважины с кольцевой системы на центральную только на период ее пуска умегьшает пусковое давление при однорядном подъемнике в 7,5 раз.

4) Задавка жидкости в пласт. Если скважина при репрессии хорошо поглощает жидкость, то закачкой газа и выдержкой скважины под давлением достаточно длительное время можно задавить жидкость в пласт.

5) Применение пусковых отверстий. На колонне лифтовых труб ниже статического уровня заблаговременно сверлятся так называемые пусковые отверстия. При закачке газа в межтрубное пространство опускающийся уровень жидкости обнажает первое отверстие, через которое поступает газ в НКТ, регазирует в них жидкость до такой степени, что она начинает переливать. После перелива жидкости равенство давлений в межтрубном пространстве и НКТ на уровне отверстия нарушается. Для восстановления равенство давлений уровень в межтрубном пространстве опускается на определенную величину, зависящую от давления и компрессора и плотности газожидкостной смеси в НКТ Если на этой глубине сделать новое отверстие, то после его обнажении через него пойдет газ в НКТ из затрубного пространства. Таким способом можно понизить уровень в межтрубном пространстве до башмака НКТ, после чего газлифт перейдет на нормальную работу через башмак. [4]

ПЕРИОДИЧЕСКИЙ ГАЗЛИФТ

Периодический газлифт - способ периодической эксплуатации скважины посредством накопления газа и получения достаточной энергии для подъема жидкости. Этот способ применим в слабо фонтанирующих или прекративших фонтанирование скважинах.

В начале цикла клапан 3 закрыт. Газ, выделяющийся из нефти, не имея выхода, воздействует на поршень 5. При возникновении давления под поршнем, превышающего давление столба жидкости над ним, автомат 1 открывает клапан 3, поршень поднимается, вытесняя столб жидкости в трубопровод 7. Дойдя до верхнего амортизатора 2, поршень возвращается вниз. При этом жидкость, заполнившая трубы, перетекает в надпоршневую полость через клапан поршня. Ударившись о нижний амортизатор, клапан закрывается и цикл повторяется.

Компрессорная станция - сооружение с установленными машинами для сжатия газа до необходимого давления - компрессорами.

Станция оснащается различным технологическим оборудованием, обеспечивающим нормальный процесс сжатия и перекачку газа.

В качестве рабочего агента используется попутный нефтяной газ или газ, добываемый из расположенных на месторождении газовых скважин. [2]

Рис. 10 Схема периодического газлифта: 1 - автомат регулятора цикла; 2 - верхний амортизатор; 3 -мебранно-исполнительный механизм; 4 - колонна НКТ; 5 - поршень; 6 - нижний амортизатор

БЕЗКОМПРЕССОРНЫЙ ЛИФТ

При наличии на промысле фонтанных скважин с высоким газовым фактором, или газовых скважин с большим дебитом, энергия этого газа может быть использована для подъема нефти в скважинах, прекративших фонтанирование. Такая технология получила название - бескомпрессорный газлифт. Она осуществляется по схеме, приведенной на рис. 11.

Газ из газовой скважины 1 через распределительный блок 2 подается в теплообменник 3. Здесь он нагревается, осушается, затем поступает в газораспределительную батарею 4 и направляется в скважину 6. Добываемая газожидкостная смесь из скважины 6 поступает в трапы 7 и 8, где происходит процесс сепарации: жидкость направляется в резервуар 9 и откачивается на сборный пункт, а газ поступает в распределительный блок 2, где смешивается со скважинным газом, и используется повторно.

Рис. 11 Схема бескомпрессорного лифта: 1 - газовая скважина; 2 - распределительный блок; 3 - теплообменник; 4 - газораспределительная батарея; 5 - расходомеры; 6 - нефтяная скважина; 7, 8 - сепараторы; 9 - резервуар

ВНУТРИСКВАЖИННЫЙ ГАЗЛИФТ

Внутрискважинный газлифт - способ подъема нефти из пласта за счет энергии газового пласта, вскрытого этой же скважиной.

Способ осуществляется за счет спуска в скважину специального оборудования включающего пакеры и струйный насос (рис. 12).

Пакер 1 отделяет газовый пласт от нефтяного, а пакер 6 исключает поступление нефти в затрубные пространство скважины.

Подъем нефти производится движущимися из газового пласта в эжектор 3 газом и создающим в нем разряжение. За счет этого нефть поступает в эжектор и, смешиваясь с газом, выбрасывается через сопло 5 в НКТ.

Рис. 12 Схема внутрискважинного газлифта: 1 - пакер; 2 - струйный насос; 3 - эжектор; 4 - корпус насоса; 5 - сопло; 6 - пакер; 7 - НКТ

Технологическая схема газлифтного цикла включает компрессорную станцию, трубопроводы высокого, среднего и низкого давления, газораспределительные нефтяные скважины, сепараторы (рис.13). [2]

Рис. 13 Комплекс газлифтного оборудования: 1 - концевые сепараторы, 2 - блок осушки и охлаждения, 3 - компрессорный блок, 4 - входные сепараторы, 5 - лебедка канатных работ, 6 - газлифтные клапаны, 7 - пакер, 8 - компрессорная станция