Газлифтная эксплуатация скважин

Общие принципы газлифтной эксплуатации.

Закачиваемый газ добавляется к газу, выделяющемуся из пластовой жидкости. В результате смешения газа с жидкостью образуется ГЖС такой плотности, при которой имеющегося давления на забое скважины достаточно для подъема жидкости на поверхность. Давление закачиваемого газа, измеренное на устье скважины, называется рабочим давлением . Оно практически равно давлению у башмака и отличается от него только на величину гидростатического давления газового столба и потери давления на трение газа в трубе , причем увеличивает давление внизу а уменьшает. Таким образом,

или .

В реальных скважинах составляет несколько процентов от , а еще меньше. Поэтому рабочее давление и давление у башмака мало отличаются друг от друга. Скважину, в которую закачивают газ для использования его энергии, называют газлифтной, при закачке для той же цели воздуха – эрлифтной.

Применение воздуха способствует образованию в НКТ очень стойкой эмульсии, разложение которой требует её специальной обработки поверхностно-активными веществами, нагрева и длительного отстоя. Выделяющаяся при сепарации на поверхности газовоздушная смесь опасна в пожарном отношении, так как при определенных соотношениях образует взрывчатую смесь. Это создает необходимость выпуска отработанной газовоздушной смеси после сепарации в атмосферу. Применение углеводородного газа, хотя и способствует образованию эмульсии, но такая эмульсия нестойкая и разрушается (расслаивается) часто простым отстоем без применения чистой кондиционированной нефти. Это объясняется отсутствием кислорода. Кислород, содержащийся в воздухе, способствует окислительным процессам и образованию на глобулах воды устойчивых оболочек, препятствующих слиянию воды, укрупнению глобул и последующему их оседанию при отстое. Вследствие своей относительной взрывоопасности газ после сепарации собирается в систему газосбора и утилизируется. Причем отсепарированный газ газлифтной скважины при бурном перемешивании его с нефтью при движении по НКТ обогащается бензиновыми фракциями. При физической переработке такого газа на газобензиновых заводах получают нестабильный бензин и другие ценные продукты. Таким образом, газлифт позволяет улучшать газа и эксплуатировать месторождение более рационально по сравнению с эрлифтом. Единственным достоинством эрлифта является неограниченность источника воздуха как рабочего агента для газожидкостного подъемника. Для работы газлифтных скважин используется углеводородный газ, сжатый до давления 4-10 МПа. Источниками сжатого газа обычно бывают либо специальные компрессорные станции, либо компрессорные газоперерабатывающих заводов, развивающие необходимое давление и обеспечивающие нужною подачу. Такую систему газлифтной эксплуатации называют компрессорным газлифтом. Системы, в которых для газлифта используется природный газ из чисто газовых или газоконденсатных месторождений, называют бескомпрессорным газлифтом.

При бескомпрессорном газлифте газ транспортируется до места расположения газлифтных скважин и обычно проходит предварительную подготовку на специальных установках, которая заключается в отделении конденсата и влаги, а иногда и в подогреве этого газа перед распределением по скважинам. Существует система газлифтной эксплуатации, которая называется внутрискважинным газлифтом. В этих системах источником сжатого газа служит газ газоносных пластов, залегающих выше или ниже нефтеносного пласта. Оба пласта вскрываются общим фильтром. Внутрискважинный газлифт исключает необходимость предварительной подготовки газа, но вносит трудности в регулировку работы газлифта. Этот способ оказался эффективным средством эксплуатации добывающих скважин на нефтяных месторождениях.

Метод компрессорного газлифта считается эффективным при эксплуатации кустовых скважин, широко применяется на м/р Сибири и морских промыслах. В кустах скважины наклонные, поэтому нерационально применение штанговых и погружных ц/б насосов. Однако газлифт отличается высокими капитальными вложениями из-за необходимости строительства мощных компрессорных станций и разветвленной сети газопроводов. Эти кап. вложения увеличиваются при эксплуатации наклонных скважин.

Изменение угла наклона скважины от вертикали до 45 градусов приводит к необходимости увеличить мощность компрессорной станции примерно в 1,5-2 раза, соответственно ухудшается энергетическая характеристика газлифтного процесса. При наклоне ствола скважины до 75 градусов газлифтный процесс в некоторых случаях осуществить невозможно.

При компрессорном способе добычи нефти в межтрубное пространство скважины нагнетается сжатый воздух или нефтяной газ, который вытесняет нефть в колонну НКТ, и затем прорываясь через заключенный в подъемных трубах столб нефти, образует в них нефтегазовую смесь со значительно меньшей плотностью(удельным весом), чем плотность нефти. Под действием пластового давления и прорывающихся вверх пузырей газа, нефть поднимается из скважины на поверхность. При нагнетании в скважину нефтяного газа способ имеет название газлифта, при нагнетании воздуха – эрлифта. .При таком способе эксплуатации максимальное давление газа будет в начальный период закачки, когда заканчивается вытеснение нефти в насосно-компрессорные трубы – это давление продавочное или пусковое. После образования в трубах нефтегазовой смеси давление закачиваемого газа значительно понижается(это рабочее давление).