Принципиальные схемы газлифтных скважин

Конструкции: а - однорядная; б - двухрядная; в – полуторорядная Газлифтный подъемник состоит из двух каналов или тру­бопроводов: одного для подачи рабочего агента, другого - для подъема газожидкостной смеси. Трубы, по которым закачи­вается рабочий агент, называются воздушными, а по которым происходит подъем газожидкостной смеси - подъемными. Газ подается в кольцевое пространство между эксплуатаци­онной колонной и НКТ и оттесняет жидкость в НКТ. Сжатый газ, дойдя до башмака НКТ, проникает в них, газируя жидкость. Пузырьки газа поднимаются по НКТ, увлекая за собой жид­кость. Поскольку плотность газожидкостной смеси меньше плотности жидкости, противодавление на пласт снижается и за счет разницы между пластовым и забойным давлениями жидкость поступает из пласта в скважину. Газлифтный подъемник характеризуется глубиной по­гружения, высотой подъема жидкости и относительным по­гружением.
Глубина погружения — это высота столба дегазированной жидкости Һ, соответствующая давлению у башмака подъемника во время работы скважины.

Высота подъема — это расстояние h_o от уровня жидкости до устья во время работы. Относительное погружение — это отношение глубины по­гружения h ко всей длине подъемника.В промысловой практике при определении относительного погружения обычно исходят из рабочего давления, т.е. из дав­ления нагнетания газа. При этом задаются рабочим давлением и определяют относительное погружение. Классификация газлифтных скважин Различают два принципиальных типа газлифтной экс­плуатации:

1. Непрерывный газлифт.

2. Периодический газлифт.Непрерывный газлифт реализуется тогда, когда продуктив­ность скважины достаточно высока. В случае низкой продуктив­ности скважины используется периодический газлифт по двум основным схемам: газлифт с перепускным клапаном и газлифт с камерой накопления
Классификация газлифтных скважин может быть выпол­нена по нескольким признакам:

1. По характеру ввода рабочего агента

- центральная система- кольцевая система.

2. По количеству колонн НКТ- однорядный подъемник;

 двухрядный подъемник;

- полуторарядный подъемник.

3. По типу используемой энергии рабочего агента

- компрессорный;

- бескомпрессорный.

Бескомпрессорный газлифт осуществляется за счет сжатого газа, отбираемого, например, из газовой залежи и распреде­ляемого по газлифтным скважинам. Если в разрезе нефтяной скважины имеется газовый пропласток (или газовая шапка), то этот газ может использоваться для подъема нефти внутри самой скважины. Такая система называется внутрискважинным газлифтом.

4. По используемому глубинному оборудованию

- беспакерная система;

- пакерная система;

- система с использованием пусковых и рабочего клапа­нов;

- система, когда газ вводится в подъемник через башмак НКТ (отсутствуют пусковые и рабочий клапаны).

Системы и конструкции компрессорных подъемников
Конструкции подъемников бывают однорядные, двух­рядные, и полуторарядные (рис. 4.1). Системы кольцевая и центральная. При кольцевой системе газ с поверхности подается в коль­цевое пространство между эксплуатационной колонной и НКТ, а газонефтяная смесь отбирается по НКТ. При центральной системе газ нагнетают по центральной колонне НКТ, а газонефтяная смесь поднимается по кольцевому пространству. Обычно центральная система применяется при однорядном подъемнике. Центральную систему применяют в том случае, если в скважину нельзя спустить трубы расчетного диаметра и при пуске скважины в работу из-за низких пусковых давлений. Недостатки центральной системы: при наличии песка выступающие муфты труб стачиваются, в результате возможен обрыв труб, при содержании в нефти парафина или солей они откладываются на стенках колонны и уменьшают ее диаметр. Поэтому в большинстве случаев применяют подъемники коль­цевой системы. При однорядном подъемнике спускают один ряд труб, который является подъемной колонной, а нагнетательной -обсадная колонна. При двухрядном подъемнике в скважину опускают два концентрически расположенных ряда труб. Внутренние трубы подъемные, наружные - нагнетательные (воздушные). Полуторарядный подъемник выполняется со ступенчатой нагнетательной колонной: в нижней части меньшего диаметра, в верхней - большего.

Двухрядные подъемники применяют на сильно обводнен­ных и пескопроявляющих скважинах, они работают с меньшей пульсацией рабочего давления и струи жидкости, т. е. требуется меньший расход газа.

Недостаток двухрядных подъемников - большая метал­лоемкость. Преимущество полуторарядного подъемника в снижении металлоемкости и улучшении выноса песка с забоя. Недостаток - невозможность увеличения погружения подъемных труб. В настоящее время применяется однорядный подъемник, при котором в эксплуатационную колонну спускается один ряд НКТ. Он является наименее металлоемким и наиболее деше­вым, обеспечивает возможность свободного изменения диаме­тра и длины подъемных труб, причем диаметр может быть уже значительно большим. Для обеспечения условий выноса песка с забоя скважины трубы спускают до забоя, а газ вводят выше на необходимой глубине через рабочий газлифтный клапан или через 2-4 отверстия диаметром 5-8 мм в рабочей муфте. Клапан или рабочая муфта при прохождении газа создают постоянный перепад давления (0,1-0,15 МПа), который удерживает уровень жидкости ниже точки ввода газа в подъемные трубы. Этим уменьшаются пульсации в работе, которые способствуют раз­рушению пласта и образованию песчаных пробок. Для очистки забоя от песка обратной (закачкой жидкости в НКТ) промывкой скважины рабочий газлифтный клапан снабжают дополнительным узлом обратного клапана, который перекрывает отверстия и жидкость идет не через газлифтный клапан, а через башмак НКТ. В дополнение к этому большое затрубное пространство позволяет устанавливать газлифтные клапаны вдоль колонны НКТ.

Преимущества и недостатки газлифтного способа добычи Основными преимуществами газлифтного способа явля­ются:

1) простота конструкции оборудования, в скважину не спу­скаются трущиеся, быстроизнашивающиеся механизмы;

2) расположение всего оборудования на поверхности, что доступно для его обслуживания и ремонта;

3) возможность отбора больших объемов жидкости (до 1900 т/сут) независимо от глубины скважины и диаметра экс­плуатационной колонны

4) простота регулирования дебита;

5) возможность эксплуатации пескопроявляющих и обвод­ненных скважин;

6) высокая температура не влияет на работу газлифтных скважин, выделяющийся газ из пласта не только не мешает нормальной эксплуатации скважин, а наоборот облегчает подъ­ем жидкости на поверхность;

7) широко применяется в скважинах небольшого диаме­тра;

8) простота исследования скважин;9) большой межремонтный период (до 2500 сут) объясня­ется отсутствием в стволе скважины постоянно действующих механизмов, возможность смены газлифтных клапанов без подъема труб с помощью канатной техники, а также выделяет в поток рабочего агента различных химреагентов (ингибиторов коррозии, деэмульгаторов, растворителей и др.). Имеет серьезные недостатки:

1) низкий КПД подъемника и всей системы компрессор -скважина (при низких динамических уровнях КПД подъемника часто не превышает 5%);

2) большой расход труб, особенно в скважинах обводненных и склонных к пескопроявлению;

3) высокие капитальные вложения на строительство до­рогостоящих компрессорных станций, газораспределительных будок и газопроводов;

4) быстрое увеличение расхода энергии на подъем 1 т нефти при уменьшении дебита.

Однако большие капитальные вложения очень быстро окупаются, себестоимость добычи нефти быстро снижается и становится ниже, чем при добыче нефти насосными способами, за счет большого дебита скважин.
4.6. Оборудование газлифтных скважин
На поверхности газлифтная скважина оборудуется устье­вой арматурой, принципиально не отличающейся от арматуры фонтанной скважины и имеющей аналогичное назначение. В ряде случаев используют упрощенную и более легкую устьевую арматуру, позволяющую осуществлять прямую и обратную за­качку газа. Так как в линии газоснабжения наблюдаются коле­бания давления газа, а подача газа в скважину должна осущест­вляться при постоянном рабочем давлении, на устье скважины устанавливают регулирующую аппаратуру. Эта аппаратура представлена, как правило, клапаном-регулятором давления с мембранным исполнительным механизмом, регулирующим и поддерживающим постоянное давление после себя. Если ис­пользуется централизованная система газоснабжения, то вся регулирующая и запорная арматура, а также газовые расходо­меры устанавливаются на специальных газораспределительных пунктах (ГРП). При централизованной системе газоснабжения существенно повышается ее надежность.

Важнейшим элементом оборудования газлифтных сква­жин являются газлифтные клапаны, размещаемые на колонне насосных компрессорных труб в специальных эксцентричных камерах (мандрелях). Для установки и подъема газлифтных клапанов из мандрелей применяется специальная канатная техника, состоящая из устьевого лубрикатора, гидравлической лебедки с барабаном для проволоки диаметром от 1,8 до 2,4 мм, а также посадочного (съемного) инструмента (экстрактора).

Устьевой лубрикатор (рис. 4.2) представляет собой кон­струкцию, устанавливаемую на фланец буферной задвижки газлифтной арматуры 1 и состоящую из превентора 2 с ручным приводом 3 собственно лубрикатора 4, сальникового устройства 5, направляющего ролика 6, проволоки (каната) 7, натяжного ролика 8, датчика натяжения проволоки 9.

Превентор 2 имеет эластичные уплотняющие элементы, с помощью которых можно перекрыть скважину даже при

Рис. 4.2. Устьевой лубрикатор газлифтной скважины:

1 - фланец буферной за­движки газлифтной ар­матуры; 2 - превентор; 3 - ручной привод пре­вентора; 4 - лубрикатор; 5 - сальник; 6 - ролик; 7 - проволока; 8 - на­тяжной ролик; 9 - датчик напряжения проволоки (каната)
наличии проволоки. На превенторе закреплен собственно лубрикатор ^ 4, на верхнем конце которого расположен сальник 5, уплотняющий проволоку 7, вводимую в лубрикатор через направляющий ролик 6 и идущую на лебедку через натяжной ролик 8. Натяжной ролик 8 механически связан с датчиком натяжения проволоки 9, в котором сила натяжения проволоки преобразуется в электрический сигнал, передаваемый по кабелю на индикатор.

Индикатор фиксирует натяжение проволоки при проведе­нии операций с канатной техникой.

Эксцентричные камеры (мандрели) предназначены для размещения в них газлифтных клапанов. Мандрели имеют посадочные карманы, в которых спускаемые с поверхности на проволоке газлифтные клапаны уплотняются верхним и ниж­ним эластичными нефтестойкими кольцами и фиксируются стопорными пружинными защелками. С внешней стороны мандрели имеют отверстия, расположенные между уплотнительными кольцами и служащие для подвода закачиваемого газа к клапану. Эксцентричные камеры изготовлены таким образом, что проходное сечение НКТ и их соосность сохраняются.

Экстрактор - инструмент, позволяющий завести в мандрель газлифтный клапан, а также извлечь его из мандреля. Для ори­ентации экстрактора в верхней части мандреля установлена специальная направляющая втулка, позволяющая направить инструмент в посадочный карман. Экстрактор имеет подпру­жиненные шарнирные соединения, позволяющие точно завести клапан в посадочный карман мандреля. На нижнем конце экс­трактора имеется захватное пружинное устройство, которое освобождает (захватывает) головку газлифтного клапана, на­ходящегося в кармане. Экстрактор спускается внутрь колонны НКТ на проволоке.

Гидравлическая лебедка имеет систему гидрооборудо­вания в виде клапанных и золотниковых устройств, систему управления лебедкой, а также систему контроля (индикатор натяжения проволоки и указатель глубины). Лебедка двухскоростная, с приводом масляного шестеренчатого насоса от двигателя автомобиля.

Газлифтная эксплуатация реализуется в замкнутом тех­нологическом цикле, при котором отработанный газ низкого давления собирается и дожимается для последующего исполь­зования. Для этого на промысле имеется система газоснабжения и газораспределения.
Технологическая схема компрессорного газлифта

Технологическая схема газлифтной системы с замкнутым циклом включает газлифтные скважины, сборные трубопро­воды, установку подготовки нефти, компрессорную станцию, установку подготовки газа, газораспределительные батареи и газопроводы высокого давления (рис. 4.3). Природный газ может подаваться из соседнего газового месторождения, маги­стрального газопровода или газобензинового завода. По данным технико-экономических расчетов допустим транспорт газа для целей газлифта до нескольких десятков километров. Подготовка природного газа на нефтяном промысле не требуется. Техноло­гическая схема в данном случае упрощается.