Способ эксплуатации нефтяных скважин, при котором подъем жидкости из пласта на поверхность осуществляется сжатым газом, нагнетаемым в колонну подъемных труб через башмак или через клапаны, называется газлифтным.
Для подъема жидкости сжатым газом в скважине необходимы два канала: 1) для подачи газа; 2) для подъема на поверхность жидкости..
В зависимости от числа рядов труб, спускаемых в скважину, их взаимного расположения и направления движения газа и газонефтяной смеси применяют газовые подъемники (газлифты) различных типов и систем. Если в качестве рабочего агента служит воздух, систему называют воздушным подъемником или эрлифтом.
Если под уровень жидкости, находящейся в каком-либо сосуде, опустить систему соединенных между собой трубок (рис. 84) и в трубку 1 нагнетать газ (воздух), то жидкость в ней под действием давления газа будет оттесняться вниз, перетекая в сосуд и в трубку 2. При достижении места соединения трубок воздух в виде мельчайших пузырьков будет поступать в трубку 2 и устремляться вверх. Во время движения вверх пузырьки воздуха увеличиваются в объеме и увлекают за собой жидкость, находящуюся в трубке 2. При постоянном подливе в сосуд жидкости извне, поддержании в нем определенного уровня и непрерывной подаче газа в трубку / газожидкостная смесь будет переливаться через трубку 2.
В нефтяной скважине можно создать условия, подобные опи-санным: скважина — своего рода сосуд, в который может постоянно поступать жидкость из пласта.
Для создания газового подъемника в скважину спускают насосно-ком-прессорные трубы, которые применяют при фонтанной эксплуатации.
Иногда в качестве рабочего агента для газового подъемника используют газ из газовых пластов с высоким давлением. В этом случае система называется бескомпрессорным газлифтом.
По числу спускаемых труб подъемники бывают однорядными и двухрядными, а по направлению нагнетания рабочего агента различают кольцевую и центральную системы.
В кольцевом однорядном подъемнике (рис. 85, а) сжатый газ нагнетается в затрубное пространство между эксплуатационной колонной и колонной подъемных труб, а газонефтяная смесь направляется на поверхность по подъемной колонне.
В однорядном подъемнике центральной системы (рис. 85,б) рабочий агент нагнетается в эксплуатационную колонну, а газонефтяная смесь поднимается по затрубному пространству.
| 
|
| Рис. 84. Газовый подъемник | Рис. 85. Системы газовых подъемников |
Двухрядные подъемники кольцевой системы показаны на рис. 85, в и г. Сжатый газ нагнетается в скважину через кольцевое пространство между наружным и внутренним рядами газонефтяная смесь поднимается по внутренним трубам
На рис. 85, г изображен ступенчатый вариант двухрядного подъемника, в котором наружный ряд составлен из труб разных диаметров с целью уменьшения общего веса труб.
На устье газлифтной скважины устанавливают арматуру, которая предназначена для тех же целей, что и арматура на фонтанных скважинах, т. е. для подвески спущенных в скажину труб, герметизации межтрубных пространств, направления продукции скважины в выкидную линию, а сжатого газа в скважину.
Для выполнения операций по пуску и эксплуатации скважин, а также операций, связанных с ликвидацией осложнений в процессе эксплуатации, устье скважины обвязывают с выкидными линиями и воздухогазопроводом, Наиболее простая обвязка устьевого оборудования газлифтной скважины дана на рис. 86. Перекрытием соответствующих задвижек сжатый газ направляется или в подъемные трубы, или в кольцевое пространство между трубами наружного ряда и подъемными трубами.
Процесс пуска газлифтной скважины в эксплуатацию состоит в вытеснении жидкости воздухом (газом) из труб наружного ряда и подводе нагнетаемого воздуха к нижнему концу подъемных труб или к рабочему отверстию на этих трубах для разгазирования столба жидкости в них. Максимальное давление при пуске газлифтной скважины в эксплуатацию (пусковое давление) будет в тот момент, когда жидкость в скважине оттеснится сжатым газом до места ввода его в подъемные трубы. Это давление может быть самым различным в зависимости от системы газлифта, глубины скважины, статического уровня жидкости в ней, а также от плотности жидкости и других условий. Самое высокое пусковое давление достигается в однорядном лифте кольцевой системы при подаче газа в подъемные трубы через их башмак.
| Рис. 86. Схема обвязки устья газлифтной скважины |
При определенных условиях (большая разница в диаметрах эксплуатационной колонны и подъемных труб, большая глубина скважины, невысокий столб жидкости до статического уровня) пусковое давление может достигать гидростатическогодавления жидкости в скважине в точке ввода газа в подъемные трубы, т. е.
где Рпуск — пусковое давление, Па; L — расстояние от устья до места ввода газа в подъемные трубы, в м; р — плотность жидкости, кг/м3; g — ускорение свободного падения тела (g 10м/с2).
.Современная технология газлифтной эксплуатации базируется на однорядных лифтах кольцевой системы, оборудованных пусковыми и рабочими клапанами и па-кером на конце подъемных труб (рис 87). Назначение пакера — разобщение призабойной зоны скважины от за-трубного пространства с целью обеспечения более плавной и спокойной (без пульсации) работы скважины. Клапаны — приспособления, посредством которых устанавливается или прекращается связь между межтрубным пространством скважины и подъемными трубами. Широко применяют дифференциальные клапаны различных конструкций, принцип действия которых основан на действии перепада давлений в за-трубном пространстве и в подъемных трубах.
Пусковые дифференциальные клапаны, установленные на наружной стороне подъемных труб, спускают в скважину на расчетные глубины. При нагнетании газа снижается уровень жидкости в затрубном пространстве и повышается в подъемных трубах. Когда газ в затрубном пространстве достигнет уровня клапана и его давление превысит гидростатическое давление столба жидкости в подъемных трубах, он прорывается через клапан в трубы и газирует жидкость, находящуюся в них. Происходит частичный выброс жидкости, которая находится внутри труб выше клапана. После этого давление в трубах на уровне клапана начинает падать, что приводит к увеличению перепада давлений в затрубном пространстве и в трубах. При определенном перепаде давлений клапан закрывается. В этот момент уровень жидкости в затрубном пространстве должен достигнуть следующего нижележащего клапана или башмака подъемных труб.
| Рис. 87.,Схема газлифта с глубинными клапанами и пакером: Нст — статический уровень |
Для замены и регулировки клапанов, устанавливаемых на внешней поверхности подъемных труб, необходим подъем всей колонны труб. Это можно избежать при установке клапанов в специальной камере, расположенной внутри подъемной колонны труб (рис. 88). Клапан 3, который устанавливается -в гнездо камеры /, оборудован герметизирующими манжетами, входящими в полированное гнездо 2. Между двумя манжетами в муфте предусмотрено отверстие, через которое газ из затрубного пространства проникает в подъемные трубы. Головка клапана предназначена для присоединения захватного приспособления. Специальные камеры 1 (муфты) монтируются согласно расчетным данным на подъемных трубах вместо обычных муфт.
Эксцентричность камеры при установленном клапане обеспечивает сохранение свободного проходного сечения, равного проходному поперечному сечению насосно-компрессорной трубы. Это позволяет выполнять необходимые работы в скважине без извлечения насосно-компрессорных труб.
Подъем и посадку клапанов можно осуществлять в процессе эксплуатации скважины. Скважину для газлифтной эксплуатации можно оборудовать после бурения и вскрытия эксплуатационного объекта насосно-компрессорными трубами с установленными между ними эксцентричными камерами с глухими (ложными) клапанами. По окончании фонтанирования или снижения буферного давления эти клапаны заменяют рабочими. Чтобы иметь меньшее число клапанов на газовоздушном подъемнике, первый клапан следует устанавливать на возможно большей глубине. Погружение первого клапана под уровень жидкости определяется по максимальному оттеснению уровня в затрубном пространстве, когда давление будет равно полному пусковому давлению.
Рабочее давление в действующей газлифтной скважине всегда меньше пускового иногда в несколько раз. Это объясняется тем, что в процессе эксплуатации скважины давление сжатого газа в затрубном пространстве уравновешивает гидростатический столб в подъемных трубах газонефтяной смеси с очень небольшой средней плотностью, а не жидкости, как при пуске скважины.
Рис. 88. Глубинный клапан, установленный в подъемных трубах:
/ — скважинная камера; 2 — посадочное гнездо; 3 — глубинный клапан
При компрессорной эксплуатации скважины на нефтяном месторождении необходимо предусмотреть одну или несколько компрессорных станций с установленными в них компрессорами-машинами, сжимающими газ или воздух до необходимого давления. Компрессоры применяют поршневые двух- и трехступенчатые, газомоторные типа 8ГК, рассчитанные на давление до 5 МПа при производительности до 22 м3/мин, или с приводом от электродвигателя, рассчитанные на давление 5МПа при производительности 13 м3/мин.
Распределение по скважинам рабочего агента, поступающего от компрессорных станций, осуществляется через газораспределительные будки. В этом случае скважины делят на группы, в центре размещают будки с газораспределительными батареями. От компрессорных станций рабочий агент подается к газораспределительным батареям по трубопроводам высокого давления.
Каждая скважина соединена с газораспределительной батареей самостоятельным газопроводом небольшого диаметра (обычно 48—60 мм). Каждая распределительная будка питает газом до 20 и более скважин. На большинстве промыслов в настоящее время регулирование распределения сжатого газа по скважинам автоматизировано.
При компрессорной эксплуатации, когда в качестве рабочего агента применяется нефтяной газ, движение его на промысле происходит по замкнутому циклу: компрессорная станция — газораспределительная батарея — скважина — сборная сепара-ционная установка (трап) — газоотбензинивающая установка — компрессорная станция.
На газоотбензинивающей установке газ освобождается от тяжелых углеводородов (газового бензина) и осушенный поступает на прием компрессоров. Избыток газа отводится из системы и используется как топливо.
Для извлечения из скважин заданного количества нефти или жидкости необходимо подобрать диаметр подъемных труб, глубину их спуска, число и месторасположение глубинных клапанов и рассчитать потребное количество рабочего агента.
При газлифтной эксплуатации наиболее часто применяют трубы диаметрами 60 и 73 мм, а для высокодебитных скважин — 89 или 114 мм.
Глубину спуска колонны подъемных труб и местоположение глубинных клапанов определяют расчетным путем. В тех скважинах, где по геологическим условиям возможен большой или неограниченный отбор жидкости, длину подъемника принимают наибольшей, т. е. подъемные трубы с рабочим клапаном на конце опускают на максимальную глубину — до фильтра.
После пуска скважины в эксплуатацию устанавливают технологический режим ее работы, т. е. определяют количество газа, которое нужно подавать в скважину для получения заданного дебита нефти.
Дебит газлифтной скважины изменяется в зависимости от расхода газа, подаваемого в скважину. Но эта зависимость не прямая.
Вначале при увеличении подачи в скважину газа дебит скважины возрастает до некоторого максимума, затем, несмотря на увеличение расхода газа, дебит начинает снижаться. При большом расходе газа дебит уменьшится до нуля, а из скважины будет извлекаться газ.
Примерная кривая зависимости дебита жидкости от расхода газа показана на рис. 89. Как видно, максимальный дебит соответствует точке перегиба кривой Q — V. При достижении этого дебита дальнейшее увеличение расхода газа ведет к снижению его. При дебитах, близких к нулю, на восходящей и нисходящей ветвях кривой Q — V удельные расходы газа резко возрастают (верхняя кривая зависимости R — V).
Оптимальному режиму подъемника соответствуют координаты точки касания прямой, проведенной из начала координат к кривой Q — V (точка Б на рис. 89). Эта точка соответствует минимальному удельному расходу рабочего агента на кривой R — V (точка В).
При низких пластовых давлениях и низких статических уров-нях вследствие высокого удельного расхода газа применение газового подъемника с постоянной подачей газа в скважину нерационально. В этих случаях целесообразно применять периодическую эксплуатацию, сущность которой состоит в том, что газ нагнетается в скважину не непрерывно, а периодически через определенные промежутки времени по мере накопления в скважине нефти.
Если на каком-либо месторождении или вблизи него имеются газовые пласты с высоким пластовыми давлением, энергию этого газа можно использовать для подъема жидкости в нефтяных скважинах. Такой способ добычи нефти называется бескомпрессорным газлифтом.
Рис. 89. Кривая зависимости Q— V и R-V:
R —удельный расход рабочего агента; Q — дебит; V — расход рабочего агента
Бескомпрессорная газлифтная установка, в целом отличается от компрессорной отсутствием компрессорной станции (со всеми узлами и агрегатами), наличием источника природного газа высокого давления и отсутствием тех или иных устройств для борьбы с гидратообразованием в газовых коммуникациях.
