7. Техника и технология газлифтной эксплуатации нефтяных скважин (оборудование, режим эксплуатации скважины, исследование скважины, осложнения эксплуатации).

Газлифтная скважина - это по существу та же фонтанная скважина, в которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ подводится с поверхности по специальному каналу (рис. 7.1). По колонне труб 1 газ с поверхности подается к башмаку 2, где смешивается с жидкостью, образуя ГЖС, которая поднимается на поверхность по подъемным трубам 3. Закачиваемый газ добавляется к газу, выделяющемуся из пластовой жидкости. В результате смешения газа с жидкостью образуется ГЖС такой плотности, при которой имеющегося давления на забое скважины достаточно для подъема жидкости на поверхность.

Конструкция любого газлифтного подъемника должна обеспе­чивать в скважине наличие двух каналов: для закачки газа; для подъема газожидкостной смеси на поверхность.

В зависимости от числа рядов труб, концентрично располо­женных в скважине, различают конструкции двух-, полутора- и однорядных подъемников (рис. 8.1). В первых двух подъем­никах внешний ряд труб спускают до интервала перфорации для улучшения условий выноса песка с забоя за счет увеличе­ния скорости потока, в том числе подкачкой жидкости в затрубное пространство между первым (внешним) рядом НКТ и эксплуатационной колонной. Однако ввиду большой металло­емкости, стоимости, осложнений при увеличении глубины спуска подъемных (внутренних) труб из-за необходмости предвари­тельного изменения подвески внешнего ряда труб полуторарядного, обеспечения условий выноса песка другими путями двух- и полуторарядные подъемники не применяются . их использование оправдано только как вынужденная мера при отсутствии герметичности эксплуатационной колонны.

В настоящее время применяется однорядный подъемник. Он является наименее металлоемким и наиболее дешевым.

Рис. 9.2. Схема конструкций газлифтных подъемников:

а - двухрядный подъемник; б - полуторарядныи подъемник; в - однорядный подъемник; г - однорядный подъемник с рабочим отверстием

Оборудование газлифтных скважин

Оборудование газлифтных скважин аналогично оборудованию фонтанных. На устье устанавливается упрощенная фонтанная арматура, обвязка которой позволяет подавать газ в затрубное пространство и НКТ.

В настоящее время используются комплектные газлифтные установки для непрерывного компрессорного газлифта типа Л и для наклонно направленных скважин типа ЛH. Например, Л-60Б-210, где 60 — условный диаметр колонны подъемных труб, мм (60; 73; 89 мм); Б — условный наружный диаметр газ­лифтных клапанов (А, Б, В — соответственно диаметры 38, 25 и 20 мм); 210 —рабочее давление, умноженное на 0,1 МПа. Эти установки обеспечивают автоматический пуск и освоение сква­жин, стабильную работу в заданном режиме, возможность пе­рехода с фонтанной эксплуатации на газлифтную без подъема НКТ и возможность спуска в НКТ до забоя любого технологи­ческого оборудования (манометры и др.).

Установки типа Л включают; а) устьевое оборудование — фонтанную арматуру АФК За-65-210; б) скважинное оборудо­вание— НКТ (один ряд); скважинные газлифтные камеры типа К; газлифтные клапаны типа Г с фиксаторами; гидроме­ханический пакер ПН-ЯГМ и приемный клапан. Широко применяются сильфонные газлифтные клапаны типа Г, например, Г-38, Г-38Р, где цифра указывает условный наружный диаметр клапана (в мм), буква Р — рабочий клапан (без буквы Р — пусковой). Для ре­гулирования режима закачки газа предусмотрены сменные дроссели, а для герметизации клапана в кармане — манжеты. Газлифтный клапан включает в себя обратный клапан, предна­значенный для предотвращения перетока жидкости из подъем­ных труб в затрубное пространство. Эти клапаны извлекают из скважины и устанавливают без ее глушения набором инстру­ментов канатной техники.

Нормальная работа газлифтных скважин может нарушаться в результате отложения парафина, солей, образования песчаных пробок и металлических сальников. Отметим, что при газлифтной эксплуатации имеется возможность ввода ингибиторов отложения солей и парафина в поток закачиваемого газа.

При использовании воздуха на промыслах Азербайджана на­блюдалось образование в линии газоподачи сальников (про­бок), которые состояли из продуктов коррозии (до 95 %) и пыли. Для борьбы с этим добивались уменьшения коррозии (по­крытие труб лаком, стеклом; осушка воздуха), а также пода­вали в поток ПАВ.

Исследование газлифтных скважин

Исследование газлифтных скважин необходимо для:

• установления режима работы скважины с минимальным расходом нагнетаемого газа;

• снятия индикаторной линии или определения уравнения притока;

• определения глубины ввода газа в лифт;

• снятия профиля притока при эксплуатации многопластового горизонта с помощью скважинных дебитомеров.

При работе газлифтных скважин нередко наблюдается пульсация, т. е. чередование выбросов жидкости и газа. Такое явление наблюдается, когда режим работы газлифтной скважины соответствует той части кривой Q(V), которая лежит слева от точки оптимального режима, т. е. на левой крутой ветви кривой q{V). При пульсирующем режиме работы скважины удельный расход газа может быть намного больше, чем при работе на оптимальном режиме. Как отмечалось ранее, одним из методов борьбы с пульсацией является установление концевого рабочего клапана.

Рис. 9.24. График зависимости дебита газлифтной скважины от расхода нагнетаемого газа

Для установления оптимального режима газлифтная скважина исследуется методом установившихся отборов. Изменение отборов, т. е. дебитов, достигается изменением количества подаваемого газа на газораспределительном пункте или непосредственно у скважины, что приводит к изменению пропускной способности лифта.