Разновидности газлифта, их технологические схемы

В качестве газа можно использовать воздух или углеводородный газ. Тогда подъёмник соответственно называют эрлифтом или газлифтом.

Эрлифт впервые был применен на Бакинских промыслах по предложению инженера В. Г. Шухова в 1897 г. Преимущество эрлифта состоит только в неограниченности источника воздуха. При использовании газлифта в отличие от эрлифта достигается полная утилизация газа, сохранение и утилизация легких фракций нефти, образование в обводняющихся скважинах менее стойкой эмульсии, для разрушения которой требуются меньшие затраты. Поэтому в настоящее время применяется только газлифт.

Газ может подаваться с помощью компрессора. Такая разновидность газлифта носит название компрессорного газлифта.

В качестве газа можно использовать нефтяной или природный углеводородный газ.

При компрессорном газлифте с использованием нефтяного газа последний отделяют от добываемой нефти, подвергают промысловой подготовке и закачивают в газлифтные скважины (замкнутый газлифтный цикл, предложенный в 1914 г. M.M. Тихвинским).

Технологическая схема газлифтной системы с замкнутым циклом включает газлифтные скважины, сборные трубопроводы, установку подготовки нефти, компрессорную станцию, установку подготовки газа, газораспределительные батареи и газопроводы высокого давления (рис.4).

Природный газ может подаваться из соседнего газового месторождения, магистрального газопровода или газобензинового завода. По данным технико-экономических расчётов допустим транспорт газа для целей газлифта до нескольких десятков километров. Подготовка природного газа на нефтяном промысле не требуется. Технологическая схема в данном случае упрощается.

Рисунок 4. Технологическая схема газлифтной системы:

1,3 - входной и выходной сепараторы; 2 - компрессорная станция; 4 - магистральный внутрипромысловый газопровод, 5 – газораспределительная батарея, в – разводящий газопровод, 7 - газлифтная скважина, 8 - выкидной шлейф; 9 - сепарационная замерная установка; 10, 11 - сепараторы первой и второй ступени.

Газлифт может быть компрессорным и бескомпрессорным. При бескомпрессорном газлифте природный газ под собственным давлением поступает из скважин газовых или газоконденсатных месторождений. Там же осуществляется его очистка и осушка. На нефтяном промысле иногда его только подогревают. Если нефтяная и газовая залежи залегают на одной площади, то при достаточно высоком давлении в газовой залежи может быть организован внутрискважинный бескомпрессорный газлифт. Его отличительная особенность поступление газа из выше - или нижезалегающего газового пласта непосредственно в нефтяной скважине.

Если на промысле уже организована газлифтная эксплуатация скважин, а забойные давления и дебиты уменьшились (менее 50 т/сут), то для повышения технико-экономической эффективности добычи нефти работу скважин можно перевести с непрерывного газлифта на периодический, при котором газ закачивается в скважину периодически.

Преимущества и недостатки газлифтного способа добычи нефти

Эффективность работы любого механизма или системы определяется коэффициентом полезного. Действия, равным отношению полезной (отдаваемой) мощности к подведённой (полной) мощности. При многократном превращении или передаче энергии отдаваемая мощность одним звеном в то же время является подводимой энергией последующего звена системы.

Общий коэффициент полезного действия такой системы как отношение отдаваемой системой мощности к подведенной к ней мощности равен произведению коэффициентов полезного действия на всех ступенях передачи энергии. Тогда для всей компрессорной газлифтной системы

(3)

где - коэффициент полезного действия соответственно газлифтной системы, газового двигателя компрессора, поршневого компрессора, магистрального газопровода, газораспределительной батареи, разводящего газопровода и скважины.

Усредненные значения коэффициентов полезного действия газлифтной системы и её звеньев для условий Западной Сибири приведены в таблице 1.

Анализ таблицы выявляет два направления повышения

эффективности: уменьшение числа звеньев, то есть применение внутрискважинного газлифта и повышение коэффициентов полезного действия каждого звена, особенно газового двигателя и газлифтной скважины. Коэффициенты полезного действия звеньев системы, кроме газового двигателя и компрессора, тем выше, чем меньше отличаются давления на входе и выходе из звена. Повышения энергетической эффективности можно достигнуть правильным подбором параметров работы газлифтной системы (забойного Р_{з ,} рабочего Р_р, устьевого Р₂давлений, диаметра подъёмных трубd) и смежных систем (систем сбора продукции, ППД).

Отсюда следует, что внутрискважинный газлифт по сравнению с компрессорным и бескомпрессорным характеризуется наибольшей эффективностью.

Таблица 1. Усредненные значения коэффициентов полезного действия газлифтной системы и ее звеньев

Звено	Газлифт
	Компрес- сорный	Бескомпрес- сорный	Внутрисква- жинный
Газовый двигатель	0,43	-	-
Поршневой компрессор	0,85	-	-
Газодобывающая скважина	-	0,85	0,85
Магистральный газопровод	0,98	0,98	-
Газораспределительная батарея	0,94	0,94	-
Разводящий газопровод	0,98	0,98	-
Газлифтная скважина	0,41*	0,41	0,41
Вся система	0,14	0,32	0,35
* -Интервал изменения 0,1 - 0,6

В целом системе компрессорного газлифта присущи следующие недостатки:

- низкий коэффициент полезного действия всей газлифтной системы, включающей компрессорную станцию, газопроводы и скважины;

- большие капитальные вложения на строительство компрессорной станции и газопроводов;

- большие энергетические затраты на компримирование (сжатие) газа;

- сравнительно высокие эксплуатационные расходы на обслуживание компрессорной станции.

Газлифт можно применять только при наличии достаточного количества углеводородного газа. Поэтому ввиду названных недостатков газлифта проводят технико-экономическое сопоставление газлифтного и насосного способов эксплуатации и выбор наиболее эффективного способа.

Отметим, что при бескомпрессорном газлифте себестоимость добычи нефти может быть в несколько раз меньше, чем при эксплуатации штанговыми насосными установками.