3.9.2. 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.

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 - пусковое давле­ние, ПА; р — плотность жид­кости, кг/м³; 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. подъемные трубы с рабочим клапаном на конце спускают 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.

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.