Как осуществляется газлифтная эксплуатация нефтяных скважин? Область применения газлифтного способа добычи нефти.

Принцип действия

Газлифтная скважина - это по существу та же фонтанная скважина, в которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ подводится с поверхности по специальному каналу. По колонне труб 1 газ с поверхности подается к башмаку 2, где смешивается с жидкостью, образуя ГЖС, которая поднимается на поверхность по подъемным трубам 3. 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. Все понятия и определения, изложенные в теории движения газожидкостных смесей в вертикальных трубах, в равной мере приложимы к газлифтной эксплуатации скважин и служат ее теоретической основой.

Расчет газлифта

Точка ввода газа в подъемные трубы (башмак) погружена под уровень жидкости на величину h ; давление газа Р 1 в точке его ввода в трубы пропорционально погружению h и связано с ним очевидным соотношением Р 1 = hρg . Давление закачиваемого газа, измеренное на устье скважины, называется рабочим давлением Р p . Оно практически равно давлению у башмака Р 1 и отличается от него только на величину гидростатического давления газового столба ΔР 1 и потери давления на трение газа в трубе ΔР 2 , причем ΔР 1 увеличивает давление внизу Р 1 , а ΔР 2 уменьшает. Таким образом:

В реальных скважинах ΔР 1 составляет несколько процентов от Р 1 , а ΔР 2 еще меньше. Поэтому рабочее давление Р р и давление у башмака Р 1 мало отличаются друг от друга. Таким образом, достаточно просто определить давление на забое работающей газлифтной скважины по ее рабочему давлению на устье.

Виды газлифта

Это упрощает процедуру исследования газлифтной скважины, регулировку ее работы и установление оптимального режима. Скважину, в которую закачивают газ для использования его энергии для подъема жидкости, называют газлифтной , при закачке для той же цели воздуха - эрлифтной . Применение воздуха способствует образованию в насоснокомпрессорной трубе очень стойкой эмульсии, разложение которой требует ее 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 дорогостоящей обработки для получения чистой кондиционной нефти. Это объясняется отсутствием кислорода или его незначительным содержанием в используемом углеводородном газе и химическим родством газа и нефти, имеющих общую углеводородную основу. 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 взрывобезопасности отработанный 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. Что касается нефти, то она стабилизируется, что уменьшает ее испарение при транспортировке и хранении.

Переработанный (осушенный) на газобензиновых заводах газ снова используется для работы газлифтных скважин после его предварительного сжатия до необходимого давления на компрессорных станциях промысла. Таким образом, газлифт позволяет улучшать использование газа и эксплуатировать месторождение более рационально по сравнению с эрлифтом. Единственным достоинством эрлифта является неограниченность источника воздуха как рабочего агента для газожидкостного подъемника. Реальные газлифтные скважины не оборудуются по приведенной принципиальной схеме газлифта, так как спуск в скважину двух параллельных рядов труб, жестко связанных внизу башмаком, практически осуществить нельзя. Эта схема приведена только лишь для пояснения принципа работы газлифта. Однако ее использование вполне возможно и в ряде случаев целесообразно для откачки больших объемов жидкости, например, из шахт или других емкостей с широким проходным сечением.

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 нужную 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 природный 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. Избыточное давление обычно понижается дросселированием газа через одну или несколько ступеней штуцеров. Существует система газлифтной эксплуатации, которая называется внутрискважинным газлифтом . В этих системах источником сжатого газа служит газ газоносных пластов, залегающих выше или ниже нефтенасыщенного пласта. Оба пласта вскрываются общим фильтром.

В таких случаях газоносный горизонт изолируется от нефтеносного пласта одним или двумя пакерами (сверху и снизу), и газ вводится в трубы через штуцерное устройство, дозирующее количество газа, поступающего в НКТ. 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 Тюменской области, в которых над нефтяными горизонтами залегают газонасыщенные пласты с достаточными запасами газа и давления для устойчивой и продолжительной работы газлифта.

Владимир Хомутко

Время на чтение: 5 минут

А А

Как осуществляется газлифтная эксплуатация нефтяных скважин?

С течением времени при эксплуатации нефтяной скважины снижается уровень пластового давления, вследствие чего нефть перестает фонтанировать. Для возобновления притока добываемого сырья переходят на механизированные методы эксплуатации скважин, которые подразумевают ввод дополнительной энергии с поверхности. Газлифтная эксплуатация нефтяных скважин является одним из таких способов.

К основным преимуществам этого метода относятся:

• он позволяет отбирать большие объемы жидкостей при любом диаметре эксплуатационной колонны, а также дает возможность форсировать отбор из скважин с высокой степенью обводненности;
• с его помощью можно эксплуатировать скважины с высоким показателем газового фактора; другими словами, этот способ дает возможность использовать энергию пластовых газов, даже в скважинах, забойное давление которых меньше давления насыщения;

• при использовании этого способа влияние профиля скважинного ствола на эффективность работы невелико, что очень актуально для скважин наклонного направления;
• высокое значение давления и температура добываемой продукции и наличие в ней механических примесей не влияет на работу скважины;
• регулировать режим работы скважины по дебиту при этом способе эксплуатации достаточно просто;
• обслуживание и ремонт газлифтных скважин достаточно просты, а использование современных видов оборудование позволяет добиваться большого временного промежутка безремонтной работы;
• этот способ позволяет реализовать одновременную раздельную эксплуатацию, а также эффективно бороться с коррозией, солевыми и парафиновыми отложениями;
• простота проведения исследований скважин.

Есть у газлифта и свои недостатки, к которым относятся:

Учитывая достоинства и недостатки газлифтного (компрессорного) способа эксплуатации нефтяных скважин, его применение наиболее эффективно на больших нефтяных месторождениях, где есть скважины с высокими значениями забойного давления после прекращения фонтанирования и с большими дебитами. Кроме того, эту методику можно применять при эксплуатации наклонно-направленных скважин, а также на горных выработках, продукция которых содержит большое количество примесей механического характера. Другими словами – в таких условиях, при которых главным критерием рациональной работы является МРП (межремонтный период) работы оборудования.

Если поблизости есть газовые месторождения или скважины с достаточными резервами газа и с необходимым значением давления, то для нефтедобычи применяется так называемый бескомпрессорный газлифт.

Такая система может применяться в качестве временной меры, пока строится компрессорная станция. Бескомпрессорная система газлифта практически ничем не отличается от компрессорной, посколько единственное их отличие – это источник газа с высоким давлением.

Газлифтная эксплуатация бывает периодической или непрерывной.

Периодический газлифт, как правило, используют на скважинах, суточный дебит которых составляет 40 -60 тонн, а также при низком значении пластового давления.

В процессе выбора метода эксплуатации приоритет газлифтной системы определяется с помощью технико-экономического анализа, с учетом специфики региона добычи и особенностей конкретного месторождения. К примеру, длительный МРП работы скважин с газлифтом, достаточно простое обслуживание и ремонт, а также высокая степень автоматизации добычи стали главными факторами, предопределившими организацию больших газлифтных систем таких крупных российских месторождениях Западной Сибири, как Самотлорское, Правдинское и Федоровское.

Применение этой методики позволило снизить необходимость в региональных трудовых ресурсах и дало возможность создать всю необходимую инфраструктуру (в том числе и бытовую), с целью обеспечить рациональное использование этих ресурсов.

Газлифтная нефтедобыча

Этот способ эксплуатации подразумевает подачу недостающей энергии в продуктивный с поверхности. Носителем этой энергии выступает сжатый газ, подающийся по специальным каналам.

Как уже было сказано ранее, существуют два вида газлифта – бескомпрессорный и компрессорный. Компрессорный газлифт подразумевает сжатие попутного нефтяного газа с помощью компрессоров. Бескомпрессорный подразумевает использование газа газовых промыслов, который находится под достаточным давлением, или газа, получаемого из других внешних источников.

По сравнению с прочими механизированными технологиями эксплуатации нефтяных скважин, у газлифта есть ряд несомненных достоинств:

• он позволяет отбирать большие объемы жидкого сырья с большой глубины на любом этапе разработки месторождения с высокими технико-экономическими показателями;
• газлифтное оборудование достаточно простое, и его удобно обслуживать;
• такая эксплуатация хорошо подходит для скважин, ствол которых имеет с большие искривления;
• эффективен этот метод при работе с высокотемпературными пластами и высоким газовым фактором без возникновения осложнений;
• газлифт позволяет осуществлять весь комплекс исследований, необходимых для контроля работы каждой скважины и разработки всего месторождения в целом;
• этот способ дает возможность полностью автоматизировать и телемеханизировать добывающий процесс;
• длительный МРП работы скважин и высокая надежность всей системы;
• позволяет осуществлять одновременно-раздельную эксплуатацию нескольких продуктивных пластов и обеспечить надежный контроль за добывающим процессом;
• достаточно просто при этом способе бороться с солевыми и парафиновыми отложениями и с коррозией;
• подземный текущий ремонт скважины и восстановление работоспособности расположенного под землей оборудования, обеспечивающего подъем добываемой продукции, достаточно просты.

К основным недостаткам газлифта специалисты относят высокие первоначальные затраты, а также фондо- и металлоемкость. Размер этих показателей во многом зависит от утвержденной схемы обустройства месторождения, и незначительно больше, чем аналогичные показатели насосной добычи.

Компрессорная система газлифта отличается самым большим количеством элементов и более сложным оборудованием. Современный газлифтный комплекс – это замкнутая герметичная система, обеспечивающая высокое давление.

Основные компоненты такой газлифтной системы:

• скважины;
• комплекс компрессорных станций;
• система газопроводов высокого давления;
• сборные трубопроводы для нефтяного и газового сырья;
• различные виды сепараторов;
• батарея газораспределения;
• ГЗУ (групповые замерные установки);
• очистные и осушительные газовые системы с возможностью регенерации этиленгликоля;
• ДНС (дожимные насосные станции);
• пункт сбора добываемой нефти.

В составе такого комплекса есть система, называемая АСУ ТП (автоматизированная система управления технологическим процессом), задачами которой являются:

• обеспечение необходимых автоматических измерений;
• контроль за рабочим давлением линий газоподачи в скважины с магистральных коллекторов;
• проведение замеров и контролирование перепадов давления;
• обеспечение автоматического управления, оптимизации и стабилизации работы эксплуатируемых скважин;
• проведение расчета рабочего газа;
• замеры суточных дебитов скважин отдельно по сырой нефти, по воде и по общему объему выкачиваемой жидкости.

Оптимальное распределение компримируемого газа заключается в назначении для каждой скважины заранее определенного режима закачки газа, который поддерживается вплоть до следующей смены рабочего режима. Основной параметр для стабилизации работы – это значение перепада давления, определяемого измерительной шайбой дифференциального манометра, который ставится на рабочей линии газоподачи.

При выборе типа установки газлифта и необходимого технологического оборудования, целью которого является обеспечение наиболее эффективной эксплуатации, необходимо учитывать горно-геологические и технологические условия разработки объектов нефтедобычи, а также особенности конструкций конкретных скважин и принятого режима их работы.

Какой-либо строгой классификации таких установок нет. Их группируют по принципу общности технологических и конструктивных особенностей.

Например, по таким критериям, как количество рядов спущенных в скважину труб, направление движения рабочей среды и газожидкостных смесей, а также взаимное расположение трубных рядов, различают следующие газлифтные системы:

• с однорядным подъемником центральной и кольцевой системы;
• с двухрядным подъемником центральной и кольцевой системы;
• с полуторарядным лифтом (как правило – кольцевой системы).

У каждой из перечисленных систем газлифтных подъемников есть свои достоинства и недостатки. Целесообразность их применения определяется ч учетом технологических и геологических и технологических особенностей каждого конкретного объекта эксплуатации.

По близости связей кольцевого и трубного пространства со скважинным забоем газлифтные устройства разделяют на:

• открытые;
• закрытые;
• полузакрытые.

Внутрискважинный газлифт является самым эффективным способом, обеспечивающим подъем жидкости. Он производится с помощью перепуска газа из выше или ниже лежащего газового пласта в продуктивный слой посредством специального забойного регулятора.

Для организации внутрискважинного газлифта нет необходимости строить наземные газопроводы и пункты газораспределения, призванные обеспечивать газосбор и последующее распределение газа, а также нет нужды в установках газоподготовки (осушительных, для удаления жидких углеводородов, очистительных и т.п.).

Кроме того, ввод в подъемник, расположенный близко к башмаку колонны НКТ, газа под высоким давлением, обеспечивает высокую термодинамическую эффективность поднимающего потока. К примеру, самые лучшие режимы компрессорного и бескомпрессорном газлифта дают термодинамическую эффективность на уровне 30-ти – 40-ка процентов, а внутрискважиный бескомпрессорный газлифт – на уровне 85-ти – 90 процентов.

Самым эффективным из таких способов является использование устройств, называемых пусковыми газлифтными клапанами. Они ставятся в скважинные камера ниже уровня жидкости. Газлифтные клапаны могут работать как от давления затрубного пространства, так и от давления жидкостного столба в НКТ, а также от перепадов между ними значений давления.

Наиболее популярны клапаны, которые управляются затрубным давлением (сильфонный тип серии Г). Их выпускают со следующими наружными диаметрами: 20-ть, 25-ть и 38-мь миллиметров. Диапазон давления зарядки – от 2-х до 7-ми МПа.

В состав газлифтного клапана серии Г входят:

• устройство для зарядки;
• сильфонная камера;
• пара шток – седло;
• обратный клапан;
• устройство для фиксации в скважинной камере.

Зарядка сильфонной камеры азотом производится посредством золотника. Давление в этой камере регулируется на специальном стенде марки СИ-32.

Сильфонная камера является сварным герметичным сосудом высокого давления. Основной рабочий орган – многослойный металлический сильфон.

Пара шток – седло представляет собой запорное устройство газлифтного клапана, на которое газ попадает посредством окон, расположенных в кармане скважинной камеры. За герметичность поступления газа отвечают два комплекта манжет.

Обратный клапан предотвращает переток продукции в затрубное пространство из подъемной трубной колонны

Газлифтные клапаны серии Г подразделяют на рабочие и пусковые.

Другой тип применяемых для понижения давления клапанов – это дифференциальные клапаны КУ-25 и КУ-38, которые работают от перепадов давления между колонной НКТ и затрубного пространства.

После прекращения фонтанирования из-за нехватки плас­товой энергии переходят на механизированный способ эксплу­атации скважин, при котором вводят дополнительную энергию извне (с поверхности). Одним из таких способов, при котором вводят энергию в виде сжатого газа, является газлифт.

Использование газлифтного способа эксплуатации скважин в общем виде определяется его преимуществами.

Возможность отбора больших объемов жидкости практи­чески при всех диаметрах эксплуатационных колонн и форси­рованного отбора сильнообводненных скважин.

Эксплуатация скважин с большим газовым фактором, т.е. использование энергии пластового газа, в том числе и сква­жин с забойным давлением ниже давления насыщения.

Малое влияние профиля ствола скважины на эффектив­ность работы газлифта, что особенно важно для наклонно на­правленных скважин, т.е. для условий морских месторожде­ний и районов освоения Севера и Сибири.

Отсутствие влияния высоких давлений и температуры продукции скважин, а также наличия в ней мехпримесей (песка) на работу скважин.

Гибкость и сравнительная простота регулирования ре­жима работы скважин по дебиту.

Простота обслуживания и ремонта газлифтных скважин и большой межремонтный период их работы при использова­нии современного оборудования.

Возможность применения одновременной раздельной эксплуатации, эффективной борьбы с коррозией, отложениями солей и парафина, а также простота исследования скважин.

Указанным преимуществам могут быть противопоставлены недостатки.

Большие начальные капитальные вложения в строитель­ство компрессорных станций.

Сравнительно низкий коэффициент полезного действия (КПД) газлифтной системы.

Возможность образования стойких эмульсий в процессе подъема продукции скважин.

Исходя из указанного выше, газлифтный (компрессорный) способ эксплуатации скважин, в первую очередь, выгодно ис­пользовать на крупных месторождениях при наличии скважин с большими дебитами и высокими забойными давлениями по­сле периода фонтанирования.

Далее он может быть применен в наклонно направленных скважинах и скважинах с большим содержанием мехпримесей в продукции, т.е. в условиях, когда за основу рациональной эксплуатации принимается межремонтный период (МРП) ра­боты скважин.

При наличии вблизи газовых месторождений (или сква­жин) с достаточными запасами и необходимым давлением ис­пользуют бескомпрессорный газлифт для добычи нефти.

Эта система может быть временной мерой - до окончания строительства компрессорной станции. В данном случае сис­тема газлифта остается практически одинаковой с компрессор­ным газлифтом и отличается только иным источником газа вы­сокого давления.

Газлифтная эксплуатация может быть непрерывной или периодической. Периодический газлифт применяется на сква­жинах с дебитами до 40-60 т/сут или с низкими пластовыми давлениями. Высота подъема жидкости при газлифте зависит от возможного давления ввода газа и глубины погружения ко­лонны НКТ под уровень жидкости.

В среднем диапазон применяемых значений давления ввода газа составляет 4,0-14,0 МПа. Диапазон производительности газлифтных скважин при непрерывном газлифте 60­2000 т/сут.

Технико-экономический анализ, проведенный при выборе способа эксплуатации, может определить приоритет использо­вания газлифта в различных регионах страны с учетом мест­ных условий. Так, большой МРП работы газлифтных скважин, сравнительная простота ремонта и возможность автоматизации предопределили создание больших газлифтных комплексов на Самотлорском, Федоровском, Правдинском месторождениях в Западной Сибири. Это дало возможность снизить необходимые

трудовые ресурсы региона и создать необходимые инфраст­руктуры (жилье и т.д.) для рационального их использования.

Системы и конструкции газовых подъемников

Газлифт (эрлифт) - система, состоящая из эксплуатацион­ной (обсадной) колонны труб и опущенных в нее НКТ, в ко­торой подъем жидкости осуществляется с помощью сжатого газа (воздуха). Иногда эту систему называют газовый (воздушный) подъемник. Способ эксплуатации скважин при этом называется газлифтным.

По схеме подачи от вида источника рабочего агента - газа (воздуха) различают компрессорный и бескомпрессорный газ­лифт, а по схеме действия - непрерывный и периодический газлифт.

Схема работы газлифтного подъемника показана на рис. 4.1. В затрубное пространство нагнетают газ высокого давле­ния, в результате чего уровень жидкости в нем будет пони­жаться, а в НКТ - повышаться. Когда уровень жидкости по­низится до нижнего конца НКТ, сжатый газ начнет поступать в НКТ и перемешиваться с жидкостью. В результате плот­ность такой газожидкостной смеси становится ниже плотности жидкости, поступающей из пласта, а уровень в НКТ будет повышаться. Чем больше будет введено газа, тем меньше будет плотность смеси и тем на большую высоту она поднимется. При непрерывной подаче газа в скважину жидкость (смесь) поднимается до устья и изливается на поверхность, а из плас­та постоянно поступает в скважину новая порция жидкости.

Дебит газлифтной скважины зависит от количества и дав­ления нагнетания газа, глубины погружения НКТ в жидкость, их диаметра, вязкости жидкости и т.п.

Конструкции газлифтных подъемников определяются в за­висимости от числа рядов насосно-компрессорных труб, спус­каемых в скважину, и направления движения сжатого газа. По числу спускаемых рядов труб подъемники бывают одно- и двухрядными, а по направлению нагнетания газа - кольцевы­ми и центральными (см. рис. 4.1).

При однорядном подъемнике в скважину спускают один ряд НКТ. Сжатый газ нагнетается в кольцевое пространство меж­ду обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами, а га-

зожидкостная смесь поднимается по НКТ, или газ нагнетается по насосно-компрессорным трубам, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству. В первом случае имеем однорядный подъемник кольцевой системы (см. рис. 4.1, ф), а во втором - однородный подъемник центральной системы (см. рис. 4.1, ).

При двухрядном подъемнике в скважину спускают два ряда концентрически расположенных труб. Если сжатый газ на­правляется в кольцевое пространство между двумя колоннами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутренним подъемным трубам, то такой подъемник называется двухрядным кольцевой систем ы (см. рис. 4.1,). Наружный ряд насосно­компрессорных труб обычно спускают до фильтра скважины.

При двухрядном ступенчатом подъемнике кольцевой систе­мы в скважину спускают два ряда насосно-компрессорных труб, один из которых (наружный ряд) ступенчатый; в верх­ней части - трубы большего диаметра, а в нижней - меньшего диаметра. Сжатый газ нагнетают в кольцевое пространство между внутренним и наружным рядами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутреннему ряду.

Если сжатый газ подается по внутренним НКТ, а газожид­костная смесь поднимается по кольцевому пространству между двумя рядами насосно-компрессорных труб, то такой подъемник называется двухрЕ^ным центральной системы (см. рис. 4.1, „).

Недостатком кольцевой системы является возможность абра­зивного износа соединительных труб колонн при наличии в продукции скважины механических примесей (песок). Кроме того, возможны отложения парафина и солей в затрубном про­странстве, борьба с которыми в нем затруднительна.

Преимущество двухрядного подъемника перед однорядным в том, что его работа происходит более плавно и с более интен­сивным выносом песка из скважины. Недостатком двухрядного подъемника является необходимость спуска двух рядов труб, что увеличивает металлоемкость процесса добычи. Поэтому в практике нефтедобывающих предприятий более широко рас­пространен третий вариант кольцевой системы - полутора- рЁ^ный подъемник (см. рис. 4.1, %), которйй имеет преимуще­ства двухрядного при меньшей его стоимости.

Наземное оборудование газлифтных скважин

В состав оборудования для обслуживания и эксплуатации газлифтных скважин входят: оборудование устья скважин ОУГ-80х35, инструмент ГК и установка ЛСГ1К-131А или ЛСГ- 16А для проведения скважинных работ.

Оборудование устья ОУГ-80х35 предназначено для снятия и посадки газлифтного клапана в эксцентричной скважинной камере без глушения и последующего освоения скважины (рис.

Оно состоит из уплотнительного узла проволоки 1 с на­правляющими роликами, трехсекционного лубрикатора 2, ма­нометра 3 с разделителем, плашечного превентора 4 с ручным управлением, натяжного ролика 5 с очистительным устройст­вом, полиспаста 8, монтажной мачты 6 и стяжного ключа 7. Ниже указаны его характеристики.

Добыча нефти - процесс, который начинается после того, как строительство скважины закончено, она освоена и подготовлена. Сразу следует отметить, что при добыче не все скважины предназначены для извлечения скважинного продукта на поверхность. Существуют также скважины нагнетательные, с помощью которых происходит поддержание внутрипластового давления закачкой воды.

Пожалуй, каждый видел кадры кинохроники, на которых запечатлены радостные работники нефтегазовой промышленности, бегающие вокруг фонтана из «черного золота». Сегодня вряд ли будет столько радости на лицах буровиков в случае неконтролируемого фонтанирования. Как бы то ни было, фонтан из нефти - явление, которое может встретиться на любом месторождении. Фонтанирование нефти происходит после вскрытия нефтеносного пласта за счет внутрипластовой энергии. Фонтан может существовать до тех пор, пока пластовая энергия не станет ниже забойного давления. Если предположить, что добыча на этом приостанавливалась, то количество извлекаемой нефти не достигало бы и 20 %.

В общем, фонтанный способ добычи нефти заключается в добыче углеводородов за счет внутрипластовой энергии. Для того, чтобы как такового фонтанирования не происходило, на устье скважины устанавливают фонтанную арматуру и фонтанную «елку» - череду трубопроводов и задвижек, предназначенных для регулирования темпов отбора продукта и распределения его потоков на поверхности.

Одним из способов, с помощью которого производят добычу нефти после истощения пластовой энергии, является газлифтный метод.

Газлифт - скважина со спущенными в нее насосно-компрессорными трубами (НКТ). Давление сжатого газа заставляет пластовую жидкость по ним подниматься на поверхность. Подача газа может осуществляться, как с помощью компрессоров, так и без их помощи (за счет давления «газовой шапки»).

Принцип действия газлифтного способа основан на способности газа снижать плотность жидкости. После того, как в затрубное пространство подают газ, уровень жидкости тут снижается, а внутри НКТ возрастает. После преодоления нижней отметки НКТ, газ начинает поступать внутрь этих труб, перемешиваясь с нефтью. Подъем смеси осуществляется за счет того, что ее плотность становится значительно ниже плотности пластовой жидкости. Плотность смеси и высота подъема прямо пропорциональны количеству поступившего газа.

Производительность скважины, эксплуатируемой таким способом, зависит не только от количества газа, но и давления, под которым он подается в скважину, а также глубины скважины, диаметра и прочего.

Газлифт может обладать одним или двумя рядами насосно-компрессорных труб.

Однорядная система оборудована, соответственно, одним рядом труб. Газ под давлением поступает в пространство между обсадной колонной и НКТ, а смесь жидкости и газа устремляется на поверхность по внутреннему пространству НКТ. Другой вариант предусматривает нагнетание газа по НКТ, а подъем смеси по затрубному пространству. В первом случае имеет место быть кольцевая система, а во втором - центральная система.

Двухрядный подъемник оборудован двумя рядами НКТ, по пространству между которыми подается газ, а по внутренней колонне труб поднимается смесь. То есть обсадная колонна здесь не задействована совсем. Такой газлифт именуют двухрядным с кольцевой системой.

Иногда в двухрядных подъемниках применяют наружную ступенчатую систему. Диаметр труб такого газлифта в верхней части больше, чем в нижней. Нагнетание газа происходит по пространству между двух рядов НКТ, а подъем смеси - по внутренней колонне.

В то случае, когда нагнетание газа происходит по внутренней колонне, а подъем по пространству между НКТ, говорят, что применяют центральную систему.

Основным отрицательным моментом применения кольцевой системы является преждевременный износ колонн, когда добываемая продукция содержит значительные включения механического характера. А в затрубном пространстве вероятны скопления смоло-парафинистых отложений, бороться с которыми в этом месте довольно сложно.

Если сравнивать двухрядную и однорядную системы газлифта, то при первой добыча идет более равномерно с довольно большим вымыванием песка. Но затраты на ее сооружение значительно выше, чем у однорядной. По этой причине предприятия нефтедобычи склонны к использованию гибридной полуторорядной системы.

В общем виде преимущества газлифтного способа добычи нефти выглядят следующим образом:

1. Отсутствие зависимости добычи жидкости от диаметра эксплуатационной колонны, а также ускоренный отбор из скважин, обладающих повышенной содержанием воды.


2. Возможность эксплуатации скважин с большим процентом присутствия газа в пластовой жидкости.


3. Отсутствие зависимости показателей добычи от положения скважины в пространстве.


4. Независимость добычи от содержания механических примесей, а также значений температуры и давления в скважине.


5. Простота контроля производительности скважины.


6. Износостойкость конструкций и легкость ремонтных операций.


7. Возможность эксплуатации скважины по раздельно-одновременному способу, эффективность осуществления антикоррозионных мероприятий, борьбы со смоло-парафинистыми отложениями, а также доступность скважины для осуществления исследований.

К недостаткам газлифтного способа относятся:

1. Значительная стоимость оборудования.


2. Незначительный КПД.


3. Вероятность появления стойких эмульсий при подъеме смеси на поверхность.

Если обобщить вышесказанное, то основное место применения газлифтного способа добычи - крупные месторождения с высокодебитовыми скважинами и значительным пластовым давлением.

При наличии определенных условий, нередко применяют безкомпрессорный газлифтный способ. В качестве рабочего элемента используется природный газ, находящийся в земных недрах под давлением. Такой вариант добычи вполне обоснован до момента сдачи в эксплуатацию компрессоров.

Опыт эксплуатации и расчетные данные подтверждают экономический эффект после внедрения газлифтного способа в различных нефтеносных провинциях. Будущее снижение трудозатрат позволяет осуществить комплекс мероприятий по обустройству жилой зоны и инфраструктуры.

После того как скважина пробурена и освоена необходимо начать добывать из нее нефть. Хотя нужно отметить, что не из всех даже эксплуатационных скважин добывается нефть. Существуют так называемые нагнетательные скважины. В них наоборот закачивается только не нефть, а вода. Это необходимо для эксплуатации месторождения в целом и об этом мы поговорим попозже. Наверное, у многих из Вас отложились в памяти кадры из старых советских фильмах о первых добытчиках Сибирской нефти: буровая установка, сверху бьет фонтан нефти, кругом бегают радостные люди и умываются первой нефтью. Нужно сказать, что с того времени много что изменилось. И если сейчас возле буровой вышки появится фонтан нефти, то возле нее будет бегать много людей, но только они не будут радоваться, а они больше будут озабочены тем, как предотвратить этот экологически вредный выброс. В любом случае то, что было показано на экране – это нефтяной фонтан. Найденная нефть, находится под землей под таким давлением, что при прокладке к ней пути в виде скважины, она устремляется на поверхность. Как правило, фонтанируют скважины только в начале своего жизненного цикла, т.е. сразу после бурения. Через некоторое время давление в пласте снижается и фонтан иссякает. Конечно, если бы на этом прекращалась эксплуатация скважины, то под землей оставалось бы более 80% нефти. В процессе освоения скважины в нее опускается колонна насосно-компрессорных труб (НКТ). Если скважина эксплуатируется фонтанным способом, то на поверхности устанавливают специальное оборудование – фонтанную арматуру. Не будем разбираться во всех деталях этого оборудования. Отметим только, что это оборудование необходимо для управления скважиной. С помощью фонтанной арматуры можно регулировать добычу нефти – уменьшать или совсем остановить. После того, когда давление в скважине уменьшится, и скважина начнет давать совсем мало нефти, как посчитают специалисты, ее переведут на другой способ эксплуатации. При добыче газа фонтанный способ является основным. Газлифтный способ добычи нефти. После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на механизированный способ эксплуатации скважин, при котором вводят дополнительную энергию извне (с поверхности). Одним из таких способов, при котором вводят энергию в виде сжатого газа, является газлифт. Газлифт (эрлифт) - система, состоящая из эксплуатационной (обсадной) колонны труб и опущенных в нее НКТ, в которой подъем жидкости осуществляется с помощью сжатого газа (воздуха). Иногда эту систему называют газовый (воздушный) подъемник. Способ эксплуатации скважин при этом называется газлифтным. По схеме подачи от вида источника рабочего агента - газа (воздуха) различают компрессорный и бескомпрессорный газлифт, а по схеме действия - непрерывный и периодический газ лифт. В затрубное пространство нагнетают газ высокого давления, в результате чего уровень жидкости в нем будет понижаться, а в НКТ - повышаться. Когда уровень жидкости понизится до нижнего конца НКТ, сжатый газ начнет поступать в НКТ и перемешиваться с жидкостью. В результате плотность такой газожидкостной смеси становится ниже плотности жидкости, поступающей из пласта, а уровень в НКТ будет повышаться. Чем больше будет введено газа, тем меньше будет плотность смеси и тем на большую высоту она поднимется. При непрерывной подаче газа в скважину жидкость (смесь) поднимается до устья и изливается на поверхность, а из пласта постоянно поступает в скважину новая порция жидкости. Дебит газлифтной скважины зависит от количества и давления нагнетания газа, глубины погружения НКТ в жидкость, их диаметра, вязкости жидкости и т.п. Конструкции газлифтных подъемников определяются в зависимости от числа рядов насосно-компрессорных труб, спускаемых в скважину, и направления движения сжатого газа. По числу спускаемых рядов труб подъемники бывают одно- и двухрядными, а по направлению нагнетания газа - кольцевыми и центральными (см. рис. 14.2.). При однорядном подъемнике в скважину спускают один ряд НКТ. Сжатый газ нагнетается в кольцевое пространство между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами, а газожидкостная смесь поднимается по НКТ, или газ нагнетается по насосно-компрессорным трубам, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству. В первом случае имеем однорядный подъемник кольцевой системы (см. рис. 14.2, а), а во втором - однорядный подъемник центральной системы (см. рис. 14.2.б). При двухрядном подъемнике в скважину спускают два ряда концентрически расположенных труб. Если сжатый газ направляется в кольцевое пространство между двумя колоннами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутренним подъемным трубам, то такой подъемник называется двухрядным кольцевой системы (см. рис. 14.2.в,). Наружный ряд насосно-компрессорных труб обычно спускают до фильтра скважины. При двухрядном ступенчатом подъемнике кольцевой системы в скважину спускают два ряда насосно-компрессорных труб, один из которых (наружный ряд) ступенчатый; в верхней части - трубы большего диаметра, а в нижней - меньшего диаметра. Сжатый газ нагнетают в кольцевое пространство между внутренним и наружным рядами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутреннему ряду. Если сжатый газ подается по внутренним НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству между двумя рядами насосно-компрессорных труб, то такой подъемник называется двухрядным центральной системы (см. рис. 14.2.г). Недостатком кольцевой системы является возможность абразивного износа соединительных труб колонн при наличии в продукции скважины механических примесей (песок). Кроме того, возможны отложения парафина и солей в затрубном пространстве, борьба с которыми в нем затруднительна. Преимущество двухрядного подъемника перед однорядным в том, что его работа происходит более плавно и с более интенсивным выносом песка из скважины. Недостатком двухрядного подъемника является необходимость спуска двух рядов труб, что увеличивает металлоемкость процесса добычи. Поэтому в практике нефтедобывающих предприятий более широко распространен третий вариант кольцевой системы - полуторарядный подъемник (см. рис. 14.2.д,), который имеет преимущества двухрядного при меньшей его стоимости. Использование газлифтного способа эксплуатации скважин в общем виде определяется его преимуществами. 1. Возможность отбора больших объемов жидкости практически при всех диаметрах эксплуатационных колонн и форсированного отбора сильнообводненных скважин. 2. Эксплуатация скважин с большим газовым фактором, те. использование энергии пластового газа. З. Малое влияние профиля ствола скважины на эффективность работы газлифта, что особенно важно для наклонно направленных скважин, т.е. для условий морских месторождений и районов освоения Севера и Сибири. 4. Отсутствие влияния высоких давлений и температуры продукции скважин, а также наличия в ней мехпримесей (песка) на работу скважин. 5. Гибкость и сравнительная простота регулирования режима работы скважин по дебиту. 6. Простота обслуживания и ремонта газлифтных скважин и большой межремонтный период их работы при использовании современного оборудования. 7. Возможность применения одновременной раздельной эксплуатации, эффективной борьбы с коррозией, отложениями солей и парафина, а также простота исследования скважин. Указанным преимуществам могут быть противопоставлены недостатки 1. Большие начальные капитальные вложения в строительство компрессорных станций 2. Сравнительно низкий коэффициент полезного действия (КПД) газлифтной системы. З. Возможность образования стойких эмульсий в процессе подъема продукции скважин. Исходя из указанного выше, газлифтный (компрессорный) способ эксплуатации скважин, в первую очередь, выгодно использовать на крупных месторождениях при наличии скважин с большими дебитами и высокими забойными давлениями после периода фонтанирования. Далее он может быть применен в наклонно направленных скважинах и скважинах с большим содержанием мехпримесей в продукции, т.е. в условиях, когда за основу рациональной эксплуатации принимается межремонтный период (МРП) работы скважин. При наличии вблизи газовых месторождений (или скважин) с достаточными запасами и необходимым давлением используют бескомпрессорный газлифт для добычи нефти. Эта система может быть временной мерой - до окончания строительства компрессорной станции. В данном случае система газлифта остается практически одинаковой с компрессорным газлифтом и отличается только иным источником газа высокого давления. Газлифтная эксплуатация может быть непрерывной или периодической. Периодический газлифт применяется на скважинах с дебитами до 40-60 т/сут или с низкими пластовыми давлениями. Высота подъема жидкости при газлифте зависит от возможного давления ввода газа и глубины погружения колонны НКТ под уровень жидкости. Технико-экономический анализ, проведенный при выборе способа эксплуатации, может определить приоритет использования газлифта в различных регионах страны с учетом местных условий. Так, большой МРП работы газлифтных скважин, сравнительная простота ремонта и возможность автоматизации предопределили создание больших газлифтных комплексов на Самотлорском, Федоровском, Правдинском месторождениях в Западной Сибири. Это дало возможность снизить необходимые трудовые ресурсы региона и создать необходимые инфраструктуры (жилье и т.д.) для рационального их использования.