Системы и конструкции газлифтных подъёмников
Конструкция любого газлифтного подъёмника должна обеспечивать в скважине наличие двух каналов: для закачки газа и для подъёма газожидкостной смеси на поверхность. Такие каналы могут быть созданы либо двумя параллельными (лифт Поле), либо концентрично расположенными (лифт Саундерса) рядами труб.
Ввиду сложности спуска в скважину на большие глубины двух параллельных рядов труб, жестко связанных внизу у башмака, и невозможности использования НКТ больших диаметров при малом (96,3 - 140,3 мм) диаметре эксплуатационной колонны лифт Поле не получил распространения.
В зависимости от числа рядов труб, концентрично расположенных в скважине, различают двухрядные, полуторарядные и однорядные подъёмники (рис. 2). В первых двух подъёмниках внешний ряд труб спускают до интервала перфорации для улучшения условий выноса песка с забоя за счёт увеличения скорости потока. Газ подают в межтрубное пространство между первым (внешним) и вторым (внутренним) рядами труб.
По направлению нагнетания рабочего агента подъёмники бывают кольцевыми и центральными.
Кольцевая система. При двухрядном подъёмнике в скважину спускают два концентрических расположенных ряда труб. Рабочий агент нагнетают в кольцевое пространство между двумя колоннами, а жидкость поднимается по внутренним трубам. Поэтому наружные трубы называют нагнетательными, а внутренние - подъёмными. Наружный ряд труб называют также первым рядом, а внутренний - вторым.
При однорядном подъёмнике спускают один ряд труб, который является подъёмной колонной, нагнетательной - обсадная колонна. Рабочий агент нагнетают в кольцевое пространство между обсадной колонной и подъёмными трубами. При этом уровень жидкости будет находиться у башмака подъёмных труб.
Рис. 2. Конструкции и системы газлифтных подъёмников:
а, б, в - соответственно двух-, полутора- и однорядный подъёмники кольцевой системы; г - однорядный подъёмник центральной системы.
В практике встречается двухрядный подъёмник кольцевой системы со ступенчатой нагнетательной колонной: в нижней части - меньшего диаметра, в верхней большего. По сравнению с обычным двухрядным такой подъёмник дешевле Основные его преимущества - уменьшение веса труб первого ряда и лучшие условия выноса песка с забоя. К недостаткам этого подъёмника относится невозможность увеличения погружения подъёмных труб.
Центральная система. Рабочий агент нагнетают по центральной колонне труб, а газонефтяная смесь поднимается по кольцевому пространству. Обычно центральная система применяется при однорядном подъёмнике. Основные преимущества системы: низкие пусковые давления и наиболее рациональное использование габаритов скважин.
Ее недостатки: при наличии в жидкости песка выступающие муфты труб стачиваются, в результате чего возможен обрыв труб; при содержании в нефти парафина или при большой концентрации солей последние откладываются на стенках колонны и уменьшают её диаметр. Поэтому в большинстве случаев применяют подъёмники кольцевой системы.
Преимущество двухрядного подъёмника состоит в том, что он работает при меньшей пульсации рабочего давления и жидкости, так как объем воздушного кольцевого пространства в нем меньше, чем в однорядном подъемнике кольцевой системы. Столб жидкости, находящийся между первым рядом труб и эксплуатационной колонной (в затрубном пространстве), также способствует более плавной работе двухрядного подъемника. Пульсация, возникающая при работе однорядного подъёмника, вызывает разрушение пласта и образование песчаных пробок на забое скважины или в подъёмных трубах. В однорядном подъёмнике значительно ухудшаются условия выноса песка, если подъёмные трубы не спущены до фильтра.
Все перечисленные недостатки однорядного подъёмника устранимы. При применении рабочих газлифтных клапанов, установке в конце подъемной труб пакера, разъединяющего призабойную зону и кольцевое пространство скважины.
Для оборудования скважин однорядным подъёмником целесообразно применять подъемные трубы следующих диаметров в зависимости от дебита скважины:
|
Дебит, т/сут |
20 - 50 |
50 - 70 |
70 - 250 |
250 - 350 |
350 |
|
Диаметр подъёмных труб, мм |
48 |
60 |
73 |
89 |
114 |
На промыслах применяют подъёмники следующих конструкций:
а) однорядные сплошные;
б) однорядные ступенчатые и комбинированные.
Скважины, эксплуатирующиеся газлифтным способом, можно разделить на следующие категории:
1. С высокими коэффициентом продуктивности К и забойным давлением Рзаб.
2. С низким К и высоким Рзаб.
3. С высоким К. и низким Рзаб.
4. С низкими К и Рзаб.
Указанные характеристики скважины в сочетании с другими её параметрами (свойства жидкости, состояние эксплуатационной колонны, наличие песка, парафина в продукции скважины и т. д.) являются определяющими при выборе газлифтной установки.
Классификация газлифтных установок представлена на рисунке 3.
Однако ввиду большой металлоёмкости, стоимости, осложнения при увеличении глубины спуска подъёмных (внутренних) труб из-за необходимости предварительного изменения подвески внешнего ряда труб полуторарядного подъемника, обеспечения условий выноса песка другими путями двух - и полуторарядные подъёмники не применяются. Их применение может быть оправдано как вынужденная мера при отсутствии герметичности эксплуатационной колонны.
В современной технологии применяется однорядный подъёмник - в эксплуатационную колонну опускают один ряд НКТ, что позволяет обеспечить возможность свободного изменения диаметра и длины подъёмных труб, причем диаметр может быть уже значительно большим. Для выноса песка с забоя скважины трубы опускают 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 (0,10 - 0,15 МПа), который удерживает уровень жидкости ниже точки ввода газа на 10 - 15 м и, обеспечивая тем самым равномерное поступление газа в подъёмные трубы, что уменьшает пульсацию при работе скважины и минимизирует разрушение пласта и образование песчаных пробок.
Рисунок 3. Классификация газлифтных установок
Для очистки забоя от песка при обратной промывке скважины, на рабочий газлифтный клапан устанавливают дополнительный узел с обратным клапаном, который может перекрывать 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.
На практике газлифтные скважины в основном работают по кольцевой системе. Это обусловлено следующим:
- оптимальные условия лифтирования достигаются обычно при малых проходных сечениях;
- песок разъедает соединения муфт на трубах и возможен их обрыв;
при добыче парафиновой нефти периодическое удаление отложений парафина со стенок кольцевого пространства затруднено.