Принцип работы газлифтных скважин

Теоретические основы работы газлифтного подъемника

При газлифтном способе эксплуатации газ, нагнетаемый с поверхности или поступающий из пласта, вводится в поток продукции скважины. При этом плотность газожидкостной смеси уменьшается, давление на забое становится достаточным для обеспечения заданного отбора продукции и транспорта ее до сборного пункта.

При газлифтном способе эксплуатации различают способы

а.) компрессорный;

б.) бескомпрессорный.

Для сжатия газа применяются поршневые газомотокомпрессоры типа ГКМ и ГКН или высокопроизводительные центробежные компрессоры. Для освоения и пуска скважин в эксплуатацию и проведения некоторых ремонтных работ используют передвижные компрессорные установки с подачей 0=3,5 .. 54 при давлении нагнетания p=1,6—40 МПа. Они монтируются на вездеходах, автоприцепах, гусеничных тележках или санях.

При бескомпрессорном газлифте скважины эксплуатируются при максимальном рабочем давлении газа, что обеспечивает его минимальные удельные расходы и низкую себестоимость добычи нефти.

При компрессорном газлифте газ движется по замкнутому циклу и удельный расход его не имеет определяющего значения В этом случае исходят из минимума затрат энергии на компрессирование газа, необходимого для подъема единицы объема продукции. Поэтому выбирают такое давление нагнетания газа в скважину, при котором затраты энергии минимальны.

Когда для подъема нефти используют энергию газового пласта, вскрытого этой же скважиной, дело имеем с внутрискважинным газлифтом.

Как при компрессорном, так и при бескомпрессорном газлифте рабочий агент следует предварительно подготовить: газ очищается от тяжелых углеводородных фракций, воды, механических примесей, от сероводорода и других компонентов.

Наиболее рациональной технологической схемой является замкнутый газлифтный цикл, при котором нагнетаемый в газлифтные скважины газ многократно используется для подъема жидкости из скважин.

Основные преимущества газлифтного способа перед другими механизированными способами следующие:

• простота оборудования и обслуживания;

• продолжительный межремонтный период;

• высокий коэффициент эксплуатации;

• широкий диапазон дебитов по жидкости;

• возможность эксплуатации наклонных скважин и скважин, в продукции которых содержится большое количество газа и песка.

Недостатки способа:

• крупные начальные капиталовложения на строительство компрессорных станций и системы газораспределения;

• большие удельные расходы энергии и низкий коэффициент полезного действия установок при низких забойных давлениях.

Поэтому газлифтный способ чаще всего применяют на крупных месторождениях с высокими пластовыми давлениями в скважинах и значительными коэффициентами продуктивности.

В начальный период при нагнетании газа жидкость в межтрубном пространстве оттесняется вниз, а вытесняемая перетекает в подъемную колонну, в результате чего уровень в ней становится выше статического. Поэтому давление на забое станет выше пластового и часть жидкости поглотится пластом. По мере нагнетания газа увеличивается разность уровней и возрастает давление закачиваемого газа. На рисунке 1 приведена кривая изменения давления нагнетаемого газа в зависимости от времени при пуске скважины.

Рис. 1. Кривая изменения давления нагнетаемого газа в зависимости от времени при пуске скважины. - пусковое давление; - рабочее давление.

В случае постоянного расхода газа давление сначала растет быстро, а затем замедляется. Это объясняется увеличением поглощения жидкости пластом в результате увеличения забойного давления с повышением уровня в подъемных трубах. Давление закачиваемого газа в момент достижения башмака подъемных труб будет максимальным. Это давление называется пусковым. При дальнейшем нагнетании газа объем образуемой газожидкостной смеси увеличивается, уровень ее в подъемных трубах перемещается вверх и достигает устья скважины. Когда начнется выливание газожидкостной смеси из скважины в выкидную линию, давление на башмаке подъемных труб уменьшится. Станет меньше и давление нагнетаемого газа, опустившись до значения рабочего давления.