Принципиальные схемы непрерывного газлифта

Различают непрерывный и периодический газлифт. По спо­собу подачи ра­бо­­чего агента в скважину существует компрес­сорный и бескомпрессорный газ­лифт. Когда источником газа высокого давления является пласт, вскрытый той же скважи­ной, из которой отбирают нефть, газлифт является внут­риск­ва­жин­ным бескомпрессорным.

Существуют два основных вида газлифтных установок — от­крытого и по­лу­закрытого типа.

При эксплуатации скважин установками открытого типа ко­лонна насосно-комп­рессорных труб спускается в скважину без пакера. Открытая газлифтная уста­новка предназначена в основ­ном для эксплуатации непрерывным газ­лиф­том. Ее можно ис­пользовать и при периодическом газлифте в тех случаях, ког­да по техническим причинам затруднена установка пакера.

Недостатками установки этого типа являются:

— колебания уровня жидкости в затрубном пространстве. При этом наб­лю­дается износ клапанов, установленных ниже точки вво­­да газа, а зачастую и ра­бочего клапана;

— необходимость продавки восстановившегося столба жидкости в затруб­ном пространстве при каждой остановке скважины, что также приводит к изно­су клапанов. Даже при отсуствии колебания жидкости в затрубном прост­ранст­ве клапаны, расположенные ниже точки ввода газа, будут подвергаться воз­дейст­вию жидкости, протекающей из затрубного пространства в подъемные тру­бы, полузакрытая газлифтная установка отличается от открытой лишь на­ли­чием пакера, который предотвращает поступление пластовой жидкости в зат­руб­ное пространство после загрузки скважины. Установки этого типа могут исполь­зоваться как для непрерывного, так и для периодического газлифта.

Многопластовые месторождения рационально разрабатывать с примене­нием раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной. Раздель­ная эксплуатация двух пластов одной скважиной газлифтным способом осу­ществ­­ляется с использова­нием двух или трех колонн насосно-компрессорных труб. В пер­вом случае применяются газлифтные установки с параллельны­ми или концентрическими рядами труб, во втором — обычно их комбинация. При при­менении параллельных колонн насосно-компрессорных труб пространство меж­ду обсадной колонной со спущенными трубами используется как канал для под­вода на­гнетаемого газа. При концентрическом расположении колонн на­сос­но-компрессорных труб каналом для подвода нагнетаемо­го газа служит межт­руб­ное пространство.

Жидкость из верхнего пласта поднимается по затрубному пространству, а из нижнего — по центральной колонне труб.

Наряду с раздельной эксплуатацией двух пластов одной сква­жиной газ­лифт­ным способом, в мировой практике добычи не­фти применяют и комби­ни­ро­­ванные способы.

Установки для газлифтной эксплуатации могут быть как с концент­ри­чес­кой подвеской насосно-компрессорных труб, так и с параллельной. В первом слу­чае для отбора жидкости газлиф­тным способом из нижнего пласта газ наг­не­тается в кольцевое пространство между концентрически установленными ко­лон­на­ми НКТ. По кольцевому пространству между эксплуатационной ко­лон­ной и колонной насосно-компрессорных труб жидкость отбирают фонтанным спо­собом из верхнего пласта. В описан­ной установке применяются два одно­ка­наль­ных пакера.

Во втором случае для отбора жидкости газлифтным способом из верхнего плас­та газ нагнетается в затрубное пространство сква­жины. Нижний пласт фон­та­нирует по второму ряду НКТ. В этой установке используется один одноп­ро­ход­ной пакер для изоля­ции верхнего пласта от затрубного пространства, заня­то­го на­гнетаемым газом. При эксплуатации глубоких высокодебитных скважин с низким динамическим уровнем жидкости целесообразно применять комбина­ции газлифта с насосными способами добычи нефти. Газлифт способствует сни­жению давления над насосом и повышению производительности установки в целом. Технология работ следующая.

В скважину спускают погружной центробежный электропри­водной насос с па­кером, установленным на расчетной глубине. Пакер разобщает нижнюю часть затрубного пространства от вер­хней. Над пакером устанавливается ра­бо­чая муфта или газлифтные клапаны. Скважина пускается в работу при помощи пог­руж­ного центробежного насоса и газлифта по кольцевой системе.

Аналогичная схема может быть реализована в сочетании и со штанговым на­сосом. Если уровень жидкости в скважине доста­точно высок и исключает про­давку всего столба жидкости через прием насоса, то можно исключить уста­нов­ку пакера.

Разновидностью непрерывного бескомпрессорного газлифтного способа до­бы­чи нефти является внутрискважинный газ­лифт. Простота техноло­ги­чес­ко­го решения, полное использова­ние природной энергии газа и снижение удель­ных расходов ка­чественно отличают данный вариант газлифтной эксплуатации. Воз­можность отказаться при обустройстве месторождений от компрессорных уста­новок, пунктов осушки и распределения газа выдвигает этот способ в число перс­пективных.

Применение внутрискважинного газлифта возможно при на­личии в раз­ре­зе скважины газового пласта, содержащего боль­шие запасы газа высокого дав­ле­ния, а также при использовании газа из газовой шапки нефтяного пласта. В пос­леднем случае нельзя ориентироваться на значительные отборы газа из га­зо­вой шапки.

В зависимости от конкретных условий разработки месторож­дения при­ме­няют­ся различные технологические схемы внутри­скважинного газлифта.

Если газовый пласт расположен выше нефтяного, то в сква­жину опус­кает­ся один ряд труб. Между двумя горизонтами уста­навливается пакер. По цент­раль­ной трубе поднимается нефть, а по кольцевому пространству — газ. Через кла­пан, установленный на НКТ, часть газа поступает в центральные трубы, по ко­торым поднимается нефть. Регулированием противодавления в кольце­вом прост­ранстве (у устья скважины) и настройкой клапана по­дается заданное ко­ли­чество газа при необходимом давлении.

Если газовый пласт расположен ниже нефтяного, то нефть поднимается по зат­рубному пространству, а газ — по централь­ной трубе. Часть газа перепус­кает­ся из центральных труб в коль­цевое пространство через клапан. Если в про­дук­тивной толще имеется газонефтяной контакт, то пакер устанавливается на уров­­не контакта и скважина эксплуатируется по первому варианту. Расс­мот­рен­ные схемы достаточно просты, и в этих случаях не встречаются затруднения при исследовании скважин и каждого горизонта в отдельности.

Кроме указанных конструкций предложен ряд других, пре­дусмат­ри­ваю­щих параллельный спуск труб.

Как известно, одним из основных осложняющих факторов при разработке неф­тяных месторождений в Западной Сибири и причин прекращения фонта­ни­ро­вания является обводнение сква­жин. Эксплуатация обводненных скважин обыч­ным газлифтом требует значительных удельных расходов газа, поэтому она мо­жет оказаться нерентабельной. Кроме того, отбор больших объе­мов эмуль­сионной нефти приводит к увеличению затрат на ее деэмульсацию. Для прод­ления периода фонтанирования сква­жин, уменьшения затрат энергии на подъем жидкости, получе­ния безводной нефти (раздельная добыча воды и неф­ти) скважи­ну можно оборудовать двумя способами: для газлифтной эксплу­ата­ции с подачей газа с устья и внутрискважинного газлифта.

В первом варианте в скважину спускают два ряда концентрично рас­по­ло­жен­ных труб. Трубы внутреннего ряда длиннее внешнего. Их башмак устанав­ли­вается на уровне подошвы пла­ста или ниже (если имеется зумпф). В нижней час­ти внешнего ряда труб устанавливается пакер. Газ подается в кольцевое про­странст­во между трубами. Часть его поступает в центральные трубы через ра­бо­чую муфту или клапан и поднимает подошвен­ную воду. Другая часть газа пос­тупает через клапан в кольцевое пространство между обсадной колонной и вто­рым рядом НКТ. Безводная нефть поднимается через затрубное прост­ранст­во меж­ду НКТ и обсадной колонной. Если пластового газа достаточно для фон­та­ни­рования нефти по затрубному пространству, то кла­пан, установленный на внеш­нем ряду труб, служит только для пуска скважины в эксплуатацию.

При работе непрерывного газлифта относительное погруже­ние колонны обус­ловливает величину давления сжатого газа, под которым он поступает в тру­бы, и, следовательно, величину энер­гии, которой располагает газ для подъема жидкости и преодоле­ния различных сопротивлений.

Уменьшение относительного погружения колонны труб вслед­ствие па­де­ния пластового давления и снижения приведенного динамического уровня жид­кос­­ти ведет к уменьшению началь­ного давления газа, поступающего через баш­мак в подъемные трубы, и к ухудшению эффективности работы непрерывного газ­­лифта: уменьшаются дебит и рабочее давление, давление газа на устье, и силь­но растет удельный расход газа. В результате значи­тельно уменьшается коэф­фициент полезного действия, сильно увеличивается себестоимость до­бы­той нефти, и поэтому работа установки непрерывного газлифта становится не­вы­годной.

Повысить эффективность работы установки можно умень­шением диаметра подъем­ных труб при работе непрерывным газ­лифтом или переходом на работу пе­риодическим газлифтом. Уменьшение диаметра подъемных труб обычно на прак­тике мало применяется в связи с отсутствием на нефтяных промыслах НКТ ма­лого диаметра (48 мм и менее). Наиболее практичен и эффек­тивен второй путь — переход на периодический газлифт.