Основы работы газлифтного подъемника.

ПРИНЦИП РАБОТЫ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН

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 газомотокомпрессоы 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 Q=3,5…54 м³/мин 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.

ПУСК ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН

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 2.1 приведена кривая изменения давления нагнетаемого газа в зависимости от времени при пуске скважины.

Рисунок 2.1 – Кривая изменения давления нагнетаемого газа от времени

при пуске скважины:

P_пус – пусковое давление; P_р – 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.

Однако такая технология пуска газлифтных скважин неприемлема. Нагнетание газа через башмак без пусковых клапанов вызвало бы необходимость развивать высокое пусковое давление. Поэтому применяют пусковые клапаны, позволяющие запуск скважины при низком давлении, принцип использования которых заключается в поэтапном газировании нефти в подъемной колонне и снижении забойного давления (рисунок 2.2).

Рисунок 2.2 – Принцип пуска газлифтных скважин

Сначала газируют жидкость высотой 20 м путем ввода газа в НКТ через клапан, расположив его на соответствующей высоте подъемной колонны. Во время излива смеси в выкидную линию давление в НКТ на уровне первого клапана падает, это вызывает понижение забойного давления. С уменьшением забойного давления уровень жидкости в затрубном пространстве начнет опускаться. Так как подача компрессора превышает пропускную способность первого клапана, то часть газа направляется ко второму клапану. Второй клапан сверху открывается тогда, когда уровень жидкости оттеснится на 20 м ниже его расположения. За счет газирования большего интервала забойное давление продолжает снижаться. Как только газ начинает поступать в НКТ через два клапана, верхний закрывается. Уровень в затрубном пространстве понизится ниже третьего пускового клапана, и когда газ начнет поступать через него, второй клапан закрывается. Процесс повторяется до тех нор, пока газ не начнет поступать в подъемные трубы через рабочий клапан.

После включения в работу всех пусковых клапанов уровень жидкости в подъемной колонне достигнет устья скважины, и продукция скважины начнет изливаться в выкидную линию.

Рабочее давление всегда меньше пускового, если запуск осуществлять через башмак, без пусковых клапанов. Поэтому, казалось бы, что для нормальной работы газлифтных скважин необходимо располагать на промыслах источниками, позволяющими получать пусковое и рабочее давления. В этом случае к скважине надо было бы подводить две линии: пускового и рабочего давления и использовать пусковое и рабочее компрессорные установки. На практике применяют один из методов снижения пускового давления. Наиболее распространен метод снижения давления с помощью пусковых сильфонных клапанов. Рабочий клапан предназначен для предотвращения пульсации в скважине при поступлении газа через башмак колонны насосно-компрессорных труб. Поэтому нижний конец этой колонны находится на 50 м ниже места расположения рабочего клапана. При установившемся режиме эксплуатации скважины уровень жидкости в затрубном пространстве находится на 20 м ниже рабочего клапана.

В случае поступления песка из пласта насосно-компрессорные трубы, по которым подается сжатый газ, удлиняют хвостовиком меньшего диаметра, спускаемым до верхних отверстий перфорации. Хвостовик обеспечивает максимальную скорость движения смеси по всей длине скважины, что способствует выносу песка и препятствует скоплению воды на забое.