vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

4.2. Газлифтный способ эксплуатации нефтяных скважин

Газлифтный способ (газлифт) является механизированным способом эксплуатации скважин. При этом способе дополнительная энергия в скважину вводится в виде сжатого газа, который, смешиваясь со скважинной продукцией, уменьшает плотность образовавшейся смеси и этим обеспечивает подъём скважинной продукции до устья скважины при тех забойных давлениях, при которых скважина уже не могла фонтанировать. Как видим, физическая сущность подъёма жидкости от забоя до устья скважины при газлифтном способе аналогична газлифтному фонтанированию. Поэтому иногда газлифтный способ эксплуатации называют искусственным фонтанированием.

Условиями предпочтительного применения газлифтного способа эксплуатации скважин являются:

большие газовые факторы;

высокопродуктивные скважины (способ может обеспечивать дебиты скважин в 1000 и более кубических метров жидкости в сутки);

сильно искривлённые скважины, скважины с горизонтальными стволами, скважины с боковыми горизонтальными стволами.

Этот способ также характеризуется относительной простотой скважинного оборудования и его обслуживания, большим межремонтным периодом работы скважины, простотой борьбы с рядом осложнений в работе скважин, большей надёжностью работы в условиях пескопроявлений.

Вто же время газлифтный способ требует:

больших объёмов рабочего агента – газа;

больших давлений рабочего агента;

строительства компрессорных станций;

сложной и металлоёмкой системы распределения сжатого газа по скважинам.

Удельный вес газлифтного способа в добыче нефти небольшой– менее 5 %. Однако его положительные стороны и потенциальные возможности используются ещё явно недостаточно.

На протяжении многих десятков лет в качестве рабочего агента часто применяли воздух, поскольку ресурсы его неограниченны. В этом случае способу эксплуатации дали название эрлифт (от англ. air – воздух, lift – поднимать). Применение воздуха сопровождается многими недостатками и осложнениями, в том числе:

возникают взрывоопасные смеси;

окисляется нефть;

76

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

попутный нефтяной газ в смеси с воздухом нельзя использовать;

увеличивается коррозия оборудования;

затраты на сжатие воздуха всегда больше, чем на сжатие углеводородного газа.

Снедавних пор применение воздуха запрещено руководящими документами.

Основными разновидностями газлифтного способа эксплуатации скважин являются:

компрессорный газлифт, когда газ перед подачей в скважину сжимается компрессорами. Для осуществления компрессорного газлифта предварительно строится необходимое количество компрессорных станций;

бескомпрессорный газлифт, когда газ берётся от газовых скважин или из магистральных газопроводов. Давление газа из этих источников должно быть достаточным, чтобы обходиться без компрессоров для дополнительного сжатия газа;

внутрискважинный бескомпрессорный газлифт, когда используется газ из вышележащего или нижележащего газонасыщенного пласта, вскрытого этой же скважиной. В этом случае скважина должна иметь оборудование для изоляции пластов друг от друга и устройство для регулируемого перепуска газа

вподъёмную колонну.

Газлифтная скважина может давать продукцию непрерывно или периодически. Периодический газлифт рекомендуется применять в скважинах с дебитами по жидкости менее 50 м3/сут.

Компрессорный газлифт желательно осуществлять по так называемому замкнутому технологическому циклу. В этом случае газ на поверхности отделяется от продукции газлифтных скважин, осушается, отбензинивается, сжимается до необходимого давления компрессорами и снова направляется в газлифтные скважины в качестве рабочего агента. Осушка газа – это удаление из газа паров воды, а отбензинивание – удаление из газа углеводородов с числом атомов углерода пять и более (С5+высшие). Это необходимо, чтобы в системе распределения газа по скважинам вода и тяжёлые (тяжёлые по отношению к газу) углеводороды не конденсировались, т. е. не превращались в капельную жидкость. Появление жидкости в сжатом рабочем агенте осложнит работу системы распределения, может вызвать неполадки в работе контрольно-измерительных и регулирующих устройств системы распределения газа по скважинам.

77

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

4.2.1. Оборудование газлифтных скважин

Оборудование газлифтных скважин состоит из поверхностного (устьевого) и погружного. На устье газлифтных скважин устанавливают арматуру, предназначенную для подвески одной или двух колонн НКТ, герметизации межтрубного пространства, направления жидкости в выкидную линию и сжатого газа в скважину, регулирования работы скважины.

В качестве газлифтной арматуры используют и фонтанную арматуру, оставшуюся на скважине после прекращения фонтанирования.

Для добычи нефти непрерывным газлифтным способом при подаче газа с поверхности имеются установки типа Л и ЛН, обеспечивающие автоматический пуск и освоение скважины, а также её стабильную работу в заданном режиме. Эти установки позволяют использовать однорядный подъёмник и осуществлять переход с фонтанного способа эксплуатации на газлифтный без подъёма НКТ. Установка типа Л предусмотрена для вертикальных скважин, установка типа ЛН – для оборудования наклонно направленных скважин.

Для периодического газлифта предусмотрена установка ЛП, оборудованная регулятором цикла времени, обеспечивающим периодическую подачу газа в скважину.

Для подачи газа из газового пласта, вскрытого той же скважиной, предназначены установки внутрискважинного газлифта типа УВЛ и УВЛГ. Установка УВЛГ позволяет часть газа транспортировать на устье по отдельному каналу.

Основное погружное оборудование – это одна или две колонны НКТ, которые при этом способе эксплуатации обычно называют газлифтными подъёмниками. В первом случае будет однорядный подъёмник, во втором – двухрядный. Две колонны НКТ в двухрядном подъёмнике располагаются коаксиально (соосно), т. е. одна в другой. На рисунке 4.10 показаны схемы газлифтных подъёмников и системы подачи (прямая или обратная) рабочего агента в скважины.

Достоинства однорядного газлифтного подъёмника:

меньшая металлоёмкость и стоимость погружного оборудования;

возможность более широкого варьирования диаметром колонны НКТ;

возможность применения газлифтных клапанов.

78

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Недостатки однорядного газлифтного подъёмника:

высокое пусковое давление;

уменьшенный вынос из скважины воды и механических примесей изза относительно низкой скорости восходящего потока между забоем скважины

ибашмаком колонны НКТ;

на обсадную колонну воздействует рабочий агент (обратная закачка) или продукция скважины (прямая закачка рабочего агента).

Газлифтные скважины, как правило, эксплуатируются с применением кольцевой системы подачи газа в скважину.

Подъём жидкости по скважине при газлифтном способе эксплуатации будет проходить эффективнее, если газ в жидкости будет хорошо диспергирован, т. е. будет находиться в жидкости в виде очень мелких пузырьков. Это возможно, если применить специальные устройства – диспергаторы. Роль простейших диспергаторов могут выполнять клапаны и рабочие муфты. На рисунке 4.11 показана рабочая муфта. Это может быть стандартная муфта или специально изготовленная муфта. В теле муфты под углом порядка 45 градусов просверливается несколько отверстий-каналов диаметром несколько миллиметров. Желательно установить две-три муфты на

20÷40 метров выше нижнего окончания колонны НКТ. Установленные рабочие муфты значительно уменьшат вероятность пульсирующей работы скважины.

Рисунок 4.11 – Рабочая муфта:

1 – корпус муфты; 2 – каналы с дросселирующими устройствами

80