Сущность газлифтного способа эксплуатации нефтяных скважин

ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ

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. Иногда в качестве рабочего агента для газового подъемника использу­ют газ из газовых пластов с высоким давлением. В этом случае система называется бескомпрессорным газлифтом.

Для создания газового подъемника в скважину спускают насосно-компрессорные трубы, которые применяют при фон­танной эксплуатации. По числу спускаемых труб подъемники бывают однорядными и двухрядными, а по направлению ра­бочего агента различают кольцевую и центральную систему. Системы газовых подъемников приведены на рис. 3.4.

В кольцевом однорядном подъемнике (рис. 3.4, 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. 3.4, б) рабочий агент нагнетается в эксплуатационную колонну, а газонефтяная смесь поднимается по затрубному пространству.

Двухрядные подъемники кольцевой системы показаны на рис. 3.4, в и г. Сжатый газ нагнетается в скважину через кольцевое пространство между наружным и внутренним ряда­ми труб, а газожидкостная смесь поднимается по внутренним трубам. На рис. 3.4, г изображен ступенчатый вариант двухрядного подъемника, в котором наружный ряд составлен из труб разного диаметра с целью уменьшения общего веса труб. На устье газлифтной скважины устанавливают арматуру, которая предназначена для тех же целей, что и на фонтан­ных скважинах, т. е. для подвески спущенных в скважину 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 воздухопроводом. Перекрытием со­ответствующих задвижек сжатый газ направляется или в подъемные трубы, или в кольцевое пространство между тру­бами наружного ряда и подъемными трубами. Наиболее простая обвязка устьевого оборудования газлифтной сква­жины дана на рис. 3.5.

Процесс пуска газлифтной скважины в эксплуатацию со­стоит в вытеснении жидкости воздухом (газом) из труб на­ружного ряда и в 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. Наиболее высо­кое пусковое давление дости­гается в однорядном лифте кольцевой системы при пода­че газа в подъемные трубы через их башмак.

	Рис. 3.4. Системы газовых подъемников
	Рис. 3.5. Схема обвязки устья газлифтной скважины

При определенных услови­ях (существенная разница в диаметрах эксплуатационной колонны и подъемных труб, большая глубина скважины, невысокий столб жидкости до статического уровня) пусковое давление может достигать гид­ростатического давления жид­кости в скважине в точке вво­да газа в подъемные трубы:

где р_пуск— пусковое давле­ние, ПА;

ρ — плотность жид­кости, кг/м 3 ;

g — ускорение свободного падения;

L — расстояние от устья до ввода газа в подъемные трубы.

Современная технология газлифта базируется на одно­рядных подъемниках кольцевой системы, оборудованных пус­ковыми и рабочими клапанами и пакером на конце подъем­ных труб (рис. 3.6). Назначение пакера — разобщение призабойной зоны скважины от затрубного пространства с це­лью обеспечения более плавной (без пульсаций) работы сква­жины. Клапаны — приспособления, посредством которых устанавливается или прекращается связь между межтруб­ным пространством скважины и подъемными трубами. Ши­роко применяются дифференциальные клапаны различных конструкций, принцип действия которых основан на действии перепада давлений в затрубном пространстве и в подъемных трубах.

Пусковые дифференциальные клапаны, установленные на наружной стороне подъемных труб, спускают в скважину на расчетные глубины. При нагнетании газа уровень жидкости снижается 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 трубах. При определенном перепаде давлений клапан закры­вается. В этот момент уровень жидкости в затрубном про­странстве должен достигнуть следующего нижележащего кла­пана или башмака подъемных труб.

Для замены и регулировки клапанов, устанавливаемых на внешней поверхности подъемных труб, необходим подъем всей колонны труб. Этого можно избежать при установке клапанов в специальной камере, расположенной внутри подъем­ной колонны 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. Для уменьшения числа 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.

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 13 м 3 /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 сепарационная установка (трап) — газоотбензинивающая установка — компрессорная станция.

На газоотбензинивающей установке газ освобождается от тяжелых углеводородов (газового бензина) и осушенный по­ступает на прием компрессора. 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. подъёмные трубы с рабочим клапаном на конце спускают на максимальную глубину — до фильтра.

После пуска скважины в эксплуатацию устанавливают технологический режим её работы, т. е. определяют количество газа, которое нужно подавать в скважину для получения заданного дебита нефти.

При низких пластовых давлениях и низких статических уровнях вследствие высокого удельного расхода газа приме­нение газового подъемника с постоянной подачей газа в скважину нецелесообразно. В этих случаях применяют 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 от него имеются газовые пласты с высоким пластовым давлением, энергию этого газа можно использовать для подъема жидко­сти в нефтяных скважинах. Такой способ добычи нефти на­зывается бескомпрессорным газлифтом. 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.

Источник

Принципы газлифтной эксплуатации скважин

Газлифтная скважина – фонтанная скважина, в которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ подводится с поверхности по специальному каналу.

Газлифтная скважина – фонтанная скважина, в которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ подводится с поверхности по специальному каналу (рис. 1 ниже).

После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на Газлифт — это механизированный способ эксплуатации скважин, при котором вводят дополнительную энергию в виде сжатого газа. Обычно способ используется после прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии.

По колонне труб 1 газ с поверхности подается к башмаку 2, где смешивается с жидкостью, образуя ГЖС, которая поднимается на поверхность по подъемным трубам 3. Закачиваемый газ добавляется к газу, выделяющемуся из пластовой жидкости.

В результате смешения газа с жидкостью образуется ГЖС такой плотности, при которой имеющегося давления на забое скважины достаточно для подъема жидкости на поверхность.

Все понятия и определения, изложенные в теории движения газожидкостных смесей в вертикальных трубах, в равной мере применимы к газлифтной эксплуатации скважин и служат ее теоретической основой.Точка ввода газа в подъемные трубы (башмак) погружена под уровень жидкости на величину h; давление газа Р₁ в точке его ввода в трубы пропорционально погружению h и связано с ним очевидным соотношением Р₁ = h*g. Давление закачиваемого газа, измеренное на устье скважины, называется рабочим давлением Рp. Оно практически равно давлению у башмака Р₁ и отличается от него только на величину гидростатического давления газового столба Р₁ и потери давления на трение газа в трубе Р₂, причем Р₁ увеличивает давление внизу Р₁, а Р₂ уменьшает.

Точка ввода газа в подъемные трубы (башмак) погружена под уровень жидкости на величину h; давление газа Р₁ в точке его ввода в трубы пропорционально погружению h и связано с ним очевидным соотношением Р₁ = h*g. Давление закачиваемого газа, измеренное на устье скважины, называется рабочим давлением Рp. Оно практически равно давлению у башмака Р₁ и отличается от него только на величину гидростатического давления газового столба Р₁ и потери давления на трение газа в трубе Р₂, причем Р₁ увеличивает давление внизу Р₁, а Р₂ уменьшает. Таким образом,

В реальных скважинах Р₁ составляет несколько процентов от Р₁, а Р₂ еще меньше. Поэтому рабочее давление Рр и давление у башмака Р₁ мало отличаются друг от друга.

Достаточно просто определить давление на забое работающей газлифтной скважины по ее рабочему давлению на устье.

Это упрощает процедуру исследования газлифтной скважины, регулировку ее работы и установление оптимального режима.

Скважину, в которую закачивают газ для использования его энергии для подъема жидкости, называют газлифтной, при закачке для той же цели воздуха – эрлифтной.

Применение воздуха способствует образованию в насосно-компрессорных трубах (НКТ) очень стойкой эмульсии, разложение которой требует ее специальной обработки поверхностно-активными веществами, нагрева и длительного отстоя.

Выделяющаяся при сепарации на поверхности газовоздушная смесь опасна в пожарном отношении, так как при определенных соотношениях образует взрывчатую смесь.

Это создает необходимость выпуска отработанной газовоздушной смеси после сепарации в атмосферу.

Применение углеводородного газа, хотя и способствует образованию эмульсии, но такая эмульсия нестойкая и разрушается (расслаивается) часто простым отстоем без применения дорогостоящей обработки для получения чистой кондиционной нефти.

Это объясняется отсутствием кислорода или его незначительным содержанием в используемом углеводородном газе и химическим родством газа и нефти, имеющих общую углеводородную основу.

Кислород, содержащийся в воздухе, способствует окислительным процессам и образованию на глобулах воды устойчивых оболочек, препятствующих слиянию воды, укрупнению глобул и последующему их оседанию при отстое.

Вследствие своей относительной взрывобезопасности отработанный газ после сепарации собирается в систему газосбора и утилизируется.

Причем отсепарированный газ газлифтной скважины при бурном перемешивании его с нефтью при движении по НКТ обогащается бензиновыми фракциями.

При физической переработке такого газа на газобензиновых заводах получают нестабильный бензин и другие ценные продукты.

Что касается нефти, то она стабилизируется, что уменьшает ее испарение при транспортировке и хранении.

Переработанный (осушенный) на газобензиновых заводах газ снова используется для работы газлифтных скважин после его предварительного сжатия до необходимого давления на компрессорных станциях промысла.

Таким образом, газлифт позволяет улучшать использование газа и эксплуатировать месторождение более рационально по сравнению с эрлифтом.

Единственным достоинством эрлифта является неограниченность источника воздуха как рабочего агента для газожидкостного подъемника.

Реальные газлифтные скважины не оборудуются по схеме, показанной на рис. 1, так как спуск в скважину двух параллельных рядов труб, жестко связанных внизу башмаком, практически осуществить нельзя.

Эта схема приведена только лишь для пояснения принципа работы газлифта.

Однако ее использование вполне возможно и в ряде случаев целесообразно для откачки больших объемов жидкости, например, из шахт или других емкостей с широким проходным сечением.

Для работы газлифтных скважин используется углеводородный газ, сжатый до давления 4 -10 МПа.

Источниками сжатого газа обычно бывают либо специальные компрессорные станции, либо компрессорные газоперерабатывающих заводов, развивающие необходимое давление и обеспечивающие нужную подачу.

Такую систему газлифтной эксплуатации называют компрессорным газлифтом.

Системы, в которых для газлифта используется природный газ из чисто газовых или газоконденсатных месторождений, называют бескомпрессорным газлифтом.

При бескомпрессорном газлифте природный газ транспортируется до места расположения газлифтных скважин и обычно проходит предварительную подготовку на специальных установках, которая заключается в отделении конденсата и влаги, а иногда и в подогреве этого газа перед распределением по скважинам.

Избыточное давление обычно понижается дросселированием газа через одну или несколько ступеней штуцеров.

Существует система газлифтной эксплуатации, которая называется внутрискважинным газлифтом.

В этих системах источником сжатого газа служит газ газоносных пластов, залегающих выше или ниже нефтенасыщенного пласта.

Оба пласта вскрываются общим фильтром.

В таких случаях газоносный горизонт изолируется от нефтеносного пласта одним или двумя пакерами (сверху и снизу), и газ вводится в трубы через штуцерное устройство, дозирующее количество газа, поступающего в НКТ.

Внутрискважинный газлифт исключает необходимость предварительной подготовки газа, но вносит трудности в регулировку работы газлифта.

Этот способ оказался эффективным средством эксплуатации добывающих скважин на нефтяных месторождениях Тюменской области, в которых над нефтяными горизонтами залегают газонасыщенные пласты с достаточными запасами газа и давления для устойчивой и продолжительной работы газлифта.

Источник