Область применения газлифта

Однорядный кольцевой газлифтный подъемник

Введение

Газлифтный и насосный способы эксплуатации скважин относятся к ме-

ханизированным способам.

По мере разработки нефтяных и газовых (газоконденсатных) месторож-

дений условия эксплуатации скважин ухудшаются: уменьшается пластовое

давление, увеличивается содержание воды в нефти, скапливается жидкость на забоях газовых и газоконденсатных скважин. Это приводит к прекращению фонтанирования, и наступает период механизированной эксплуатации скважин, когда возникает необходимость вводить в скважину с поверхности дополнительную (к пластовой) энергию в каком-либо виде. При газлифтном способе эксплуатации энергия в скважину вводится в виде сжатого газа.

Сущность газлифтного способа эксплуатации заключается в подъёме продукции скважины за счёт подачи в неё необходимого количества сжатого газообразного рабочего агента.

Скважину, в которую закачивают под давлением углеводородный газ (в осо-

бых случаях – азот или углекислый газ) с целью использования энергии этого газа для подъёма продукции скважины на дневную поверхность, будем называть газлифтной, при закачке для этой же цели воздуха – эрлифтной (в последнее время воздух запрещено закачивать в скважины по условиям техники безопасности).

Опасности и недостатки применения воздуха в качестве рабочего агента:

– образование взрывчатых веществ при смешивании воздуха с попутным

газом и парами бензина;

– возможность взрыва компрессоров при попадании воздуха в систему их

смазки;

– интенсивная коррозия скважинного и поверхностного оборудования;

– невозможность использования добываемого попутного газа в смеси с

воздухом;

– ухудшение качества нефти из-за её окисления;

– повышенные расходы энергии на сжатие воздуха;

– образование более стойких нефтяных эмульсий.

Объём применения газлифтного способа эксплуатации скважин в России

сравнительно небольшой. Однако, по сравнению с насосными способами, он

имеет следующие очень важные достоинства:

· возможность более простой эксплуатации высокодебитных нефтяных

скважин;

· возможность более простой эксплуатации газовых и газоконденсатных

скважин в осложнённых условиях;

· возможность более простой эксплуатации многозабойных и горизон-

тальных скважин;

· простота скважинного оборудования;

· значительное улучшение работы скважин с большим газовым фактором;

· простота борьбы с осложнениями в работе скважины.

Основные недостатки газлифтного способа:

o большие удельные расходы рабочего агента;

o большие расходы на строительство компрессорных станций и газо-

проводов;

o увеличивается протяжённость трубопроводов в наземных комму-

никациях промысла.

Необходимо предпринимать инженерно обоснованные мероприятия для

более широкого применения этого способа эксплуатации скважин, поскольку, к сожалению, на промыслах ещё недостаточно учитываются преимущества газ-

лифтного способа эксплуатации скважин.

Данные методические указания разработаны для лучшего понимания

сущности газлифтного способа добычи и предназначены для студентов первого курса, обучающихся по направлению 131000 – «Нефтегазовое дело», для сле-

дующих профилей:

- «Бурение нефтяных и газовых скважин»;

- «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти»;

- «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи газа, газоконденсата и

подземных хранилищ»;

- «Сооружение и ремонт газонефтепроводов и газонефтехранилищ»;

- «Эксплуатация и обслуживание объектов транспорта и хранения нефти,

газа и продуктов переработки»;

- «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти арктического

шельфа».

 

Газлифтная эксплуатация нефтяных скважин

 

Логическим продолжением фонтанной эксплуатации является газлифтная эксплуатация, при которой недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности. Если притекающую пластовую энергию, характеризуемую газовым фактором, дополняют энергией газа, закачиваемого в скважину с поверхности, происходит искусственное фонтанирование, которое называется газлифтным подъемом, а способ эксплуатации – газлифтным (компрессорный). (Сделать анимацию – Схема газлифта)

Область применения газлифта

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.

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

,

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

б

где – длина подъемной трубы;

– расстояние от устья скважины до динамического уровня;

- глубина погружения подъемной трубы в жидкость.

Применяют газлифты однорядные и двухрядные (рис. 8.1; рис. 8.2).

Рис. 8.1. Подъемники кольцевой системы: а – двухрядный; б – полуторорядный; в – однорядный

Рис. 8.2. Процесс запуска газлифтной скважины: 1 – пусковые клапаны; 2 – газлифтный клапан

В однорядном в скважину опускают только одну колонну труб, по которой газожидкостная смесь поднимается из скважины на поверхность. В двухрядном подъемнике в скважину опускают две насосные колонны труб. По затрубному пространству этих колонн с поверхности подают газ, а по внутренней колонне труб на поверхность поднимается газожидкостная смесь. 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. 8.1) 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. 8.1).

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, 89 и 114 мм, а для внутреннего – 48, 60 и 73 мм. При выборе диаметров НКТ необходимо иметь ввиду, что минимальный зазор между внутренней обсадной колонны и наружной поверхностью НКТ должен составлять 12 15 мм.

Достоинства газлифтного метода:

· простота конструкции (в скважине нет насосов);

· расположение технологического оборудования на поверхности (облегчает его наблюдение, ремонт), обеспечение возможности отбора из скважин больших объемов жидкости (до 1800 1900 т/сут.);

· возможность эксплуатации нефтяных скважин при сильном обводнении и большом содержании песка, простота регулирования дебита скважин.

Недостатки газлифтного метода:

· большие капитальные затраты; низкий КПД;

· повышенный расход НКТ, особенно при применении двухрядных подъемников;

· быстрое увеличение расхода энергии на подъем 1 т нефти по мере снижения дебита скважин с течением времени эксплуатации.

В конечном счете, себестоимость добычи 1 т нефти при газлифтном методе ниже за счет низких эксплуатационных расходов, поэтому он перспективен.