2.3.3 Газліфтна експлуатація

Якщо під рівень рідини в якій-небудь посудині опустити систему сполучених трубок (рис. 2.17) і в трубку 1 нагнітати газ (повітря), то рідина в ній під дією тиску газу відтіснятиметься вниз, перетікаючи в посудину і в трубку 2. Досягнувши місця з’єднання трубок повітря, у вигляді найдрібніших бульбашок, надходитиме в трубку 2, і спрямовуватиметься вгору. Під час руху вгору бульбашки повітря збільшуються в об’ємі і захоплюють за собою рідину в трубці 2. При постійному доливанні в посудину рідини ззовні, підтримці в ньому певного рівня і безперервній подачі газу в трубку 1, газорідинна суміш виливатиметься з трубки 2. У нафтовій свердловині можна створити умови, подібні до описаних: свердловина – свого роду посудина, в яку може постійно надходити рідина з пласта.

Рисунок 2.17 – Газовий підйомник

Для створення газового підйомника в свердловину спускають НКТ, які застосовують при фонтанній експлуатації. Такий спосіб експлуатації нафтових свердловин, за якого підйом рідини з пласта на поверхню здійснюється стисненим газом називається газліфтним (рис. 2.18).

Рисунок 2.18 – Схема газліфтного підйомника

Іноді робочим агентом для газового підйомника служить газ з газових пластів з високим тиском. У цьому випадку система називається безкомпресорним газліфтом.

Перевагами такого способу, перед механізованими способами, є відсутність рухомих деталей у свердловинному обладнанні, висока ефективність процесу при значному газовому чиннику і простота керування процесом видобування і його автоматизації.

Відомі два основні варіанти газліфту – неперервний і періодичний. При неперервному газліфті процес надходження рідини з пласта, її рух підйомною колоною і вихід на поверхню відбувається постійно. У цьому випадку робота газліфту заснована на зменшенні густини стовпа суміші, що підіймається.

Для того щоб забезпечити приплив нафти з пласта, треба підтримувати на вибої свердловини певний тиск. За відсутності газу стовп рідини, який зрівноважує цей тиск, не досягне устя свердловини; дегазація стовпа рідини підвищує рівень до устя і викликає неперервну подачу продукції з пласта на поверхню, із збереженням необхідного тиску на вибої.

При періодичному газліфті процес видобування складається з періоду підняття рівня рідини в підйомній колоні (приплив з пласта) і періоду подачі її на поверхню за рахунок надходження стисненого газу в нижню частину підйомної колони. Час підняття рівня і час подачі складають цикл роботи свердловини. Застосовуються дві системи газліфту. Одна система представляє періодичний газліфт із звичайною підйомною колоною труб, в якій поперемінно відбувається підйом рідини, і її викид на поверхню.

Інша система – періодичний газліфт з камерою заміщення. Камера заміщення, діаметр якої більший від діаметра підйомних труб, дозволяє експлуатувати свердловини з низьким тиском у пласті, коли накопичений стовп рідини в підйомній колоні не може мати значної висоти.

Для підйому рідини стисненим газом у свердловині необхідно мати два канали:

- для подачі газу;

- для підйому на поверхню рідини.

Залежно від числа рядів труб, що спускаються в свердловину, їх взаємного розташування і напряму руху газу і газонафтової суміші, застосовують газові підйомники (газліфти) різних типів і систем. Якщо робочим агентом служить повітря, систему називають повітряним підйомником або ерліфтом. За числом труб, які спускаються, підйомники бувають однорядними і дворядними, а за напрямом нагнітання робочого агента розрізняють кільцеву і центральну системи. У кільцевому однорядному підйомнику (рис. 2.19, а) стиснений газ нагнітається у простір між експлуатаційною колоною і НКТ, а газонафтова суміш піднімається на поверхню колоною НКТ. У однорядному підйомнику центральної системи робочий агент нагнітається в НКТ, а газонафтова суміш піднімається простором за НКТ (рис. 2.19, б). Дворядні підйомники кільцевої системи показані на рис. 2.19, в і г. Стиснений газ нагнітається в свердловину крізь кільцевий простір між зовнішнім і внутрішнім рядами НКТ, а газорідинна суміш піднімається внутрішніми трубами. На рис. 2.19, г зображений ступінчастий варіант дворядного підйомника, в якому зовнішній ряд складений з труб різних діаметрів для зменшення загальної маси труб. На усті газліфтної свердловини встановлюють арматуру, яка призначена для тих самих цілей, що і арматура на фонтанних свердловинах, тобто для підвіски спущених в свердловину труб, герметизації просторів між трубами, спрямування продукції свердловини у викидну лінію, а стисненого газу в свердловину.

а б в г

Рисунок 2.19 – Системи газових підйомників

Для виконання операцій пуску і експлуатації свердловин, а також операцій, пов’язаних з ліквідацією ускладнень у процесі експлуатації, устя свердловини обв’язують з викидними лініями, а повітря – газопроводом.

Рисунок 2.20 – Схема обв’язування устя газліфтної свердловини

Найпростіше обв’язування устьового обладнання газліфтної свердловини показане на рис. 2.20. Перекриттям відповідних засувок стиснений газ прямує або в підіймальні труби, або в кільцевий простір між трубами зовнішнього ряду і підйомними трубами.

Процес пуску газліфтної свердловини в експлуатацію полягає у витісненні рідини повітрям (газом) з труб зовнішнього ряду і підведенні повітря до нижнього кінця підіймальних труб або до робочого отвору на цих трубах (для дегазації стовпа рідини в них). Максимальний тиск при пуску газліфтної свердловини в експлуатацію (пусковий тиск) буде в той момент, коли рідина в свердловині відтісниться стисненим газом до місця введення його в підйомні труби. Цей тиск може бути різним, залежно від системи газліфту, глибини свердловини, статичного рівня рідини в ній, а також від густини рідини та інших умов. Найвищий пусковий тиск досягається в однорядному ліфті кільцевої системи при подачі газу в НКТ крізь їх башмак.

За певних умов (велика різниця в діаметрах експлуатаційної колони і підйомних труб, велика глибина свердловини, невисокий стовп рідини до статичного рівня), пусковий тиск може досягати гідростатичного тиску рідини в свердловині в точці вводу газу в підіймальні труби, тобто

, (2.4)

де р_пуск – пусковий тиск;

L – відстань від устя до місця вводу газу в НКТ;

ρ – густина рідини;

g – прискорення вільного падіння.

Сучасна технологія газліфтної експлуатації ґрун-тується на однорядних ліфтах кільцевої системи, обладнаних пусковими і робочими клапанами і пакером на кінці підйомних труб (рис. 2.21). Призначення пакера – роз’єднування вибійної зони свердловини від затрубного простору для забезпечення спокійнішої (без пульсації) роботи свердловини.

Рисунок 2.21 – Схема газліфту із зануреними клапанами і пакером: 1 – лінія закачування газу;

2 – вихідна лінія; 3 – кишеня свердловинної газліфтної камери з клапаном; 4 – експлуатаційний пакер; 5 – рідина освоєння

Клапани призначені для роботи в складі газліфтної компоновки, для регулювання надходження газу, завдяки енергії якого здійснюється підйом свердловинної рідини з продуктивного пласта до устя свердловини, а також у всіх компоновках, в яких застосовуються свердловинні камери. За допомогою клапанів встановлюється або припиняється зв’язок між внутрішнім і зовнішнім простором підйомних труб. Широко застосовують диференціальні клапани різних конструкцій, принцип роботи яких заснований на дії перепаду тиску в затрубному просторі і в підйомних трубах. Пускові диференціальні клапани, встановлені на зовнішній стороні НКТ, спускають у свердловину на розрахункові глибини. При нагнітанні газу знижується рівень рідини в затрубному просторі і підвищується в НКТ. Якщо газ у затрубному просторі досягне рівня клапана, і його тиск перевищить гідростатичний тиск стовпа рідини в підйомних трубах, він проривається крізь клапан в труби і насичує рідину. Відбувається частковий викид рідини, яка є усередині НКТ вище від клапана.

Після цього тиск у НКТ на рівні клапана починає падати, що призводить до збільшення перепаду тиску в затрубному просторі і в трубах. За певного перепаду тиску клапан закривається. У цей момент рівень рідини в затрубному просторі має досягати наступного нижчого клапана, або башмака НКТ. Для заміни і регулювання клапанів, які встановлюються на зовнішній поверхні підйомних труб, необхідний підйом колони НКТ. Цього можна уникнути при установці клапанів у спеціальній камері, розташованій усередині колони НКТ (рис. 2.22).

Клапан 3, який встановлюється в гніздо камери 1, обладнаний герметизуючими манжетами, що входять у поліроване гніздо 2. Між двома манжетами в муфті передбачений отвір, крізь який газ із затрубного простору проникає в підйомні труби. Головка клапана призначена для приєднання захватного пристосування. Спеціальні камери 1 (муфти) вмонтовуються згідно з розрахунковими даними на підйомних трубах замість звичайних муфт.

Ексцентричність камери при встановленому клапані забезпечує збереження вільного прохідного перерізу, рівного прохідному поперечному перерізу НКТ. Це дозволяє виконувати необхідні роботи в свердловині без підйому НКТ.

Підйом і посадку клапанів можна здійснювати в процесі експлуатації свердловини. Свердловину для газліфтної експлуатації можна обладнати після буріння і розкриття експлуатаційного об’єкту, НКТ зі встановленими між ними ексцентричними камерами з глухими (тимчасовими) клапанами. Після закінчення фонтанування, або зниження буферного тиску ці клапани замінюють робочими.

а б

Рисунок 2.22 – Газліфтний клапан:

а – клапан встановлений в підйомних трубах: 1 – камера свердловини; 2 – посадочне гніздо; 3 – занурений клапан;

б – клапан, його вузли і деталі

Щоб мати менше число клапанів на газоповітряному підйомнику, перший клапан треба встановлювати на найбільшій глибині. Занурення першого клапана під рівень рідини визначається за максимальним відтисненням рівня в затрубному просторі, коли тиск буде рівний повному пусковому тиску.

Робочий тиск в активній газліфтній свердловині, завжди менший за пусковий тиск іноді у декілька раз. Це пояснюється тим, що в процесі експлуатації свердловини тиск стисненого газу в затрубному просторі урівноважує гідростатичний стовп в НКТ газонафтової суміші з дуже невеликою середньою густиною, а не рідини, як при пуску свердловини.

При компресорній експлуатації свердловини на нафтовому покладі необхідно передбачити одну або декілька компресорних станцій з компресорами – машинами, які стискають газ або повітря до необхідної величини. Компресори застосовують поршневі дво- і триступінчасті, газомоторні типу 8ГК, розраховані на тиск до 5 МПа при продуктивності до 22 м³/хв, або з приводом від електродвигуна, розраховані на тиск 5 МПа при продуктивності 13 м³/хв.

Розподіл робочого агента від компресорних станцій на свердловини здійснюється за допомогою газорозподільних будок. У цьому випадку свердловини ділять на групи, в центрі розміщують будки з газорозподільними батареями. Від компресорних станцій робочий агент подається до газорозподільних батарей трубопроводами високого тиску.

Кожна свердловина сполучена з газорозподільною батареєю окремим газопроводом невеликого діаметру (зазвичай 48...60 мм). Кожна розподільна будка живить газом понад 20 свердловин. На більшості промислів тепер регулювання розподілу стисненого газу на свердловини автоматизоване.

При компресорній експлуатації, коли робочим агентом служать нафтові гази, рух їх на промислі відбувається за замкнутим циклом: компресорна станція – газорозподільна батарея – свердловина – збірна установка (трап) сепарації – газовідбензинувальна установка – компресорна станція. На газовідбензинувальній установці газ звільняється від важких вуглеводнів (газового бензину) і осушений поступає на прийом компресорів. Надлишок газу відводиться з системи і використовується як паливо.

Для видобування зі свердловин заданої кількості нафти або рідини, необхідно підібрати діаметр НКТ, глибину їх спуску, число і місце розташування глибинних клапанів і розрахувати потрібну кількість робочого агента.

При газліфтній експлуатації найчастіше застосовують труби діаметрами 60 і 73 мм, а для високодебітних свердловин – 89 або 114 мм. Глибину спуску колони НКТ і місце розташування глибинних клапанів визначають розрахунковим шляхом. У тих свердловинах, в яких за геологічними умовами можливий великий відбір рідини, довжину підйомника забезпечують найбільшу, тобто НКТ з робочим клапаном на кінці спускають на максимальну глибину – до фільтра.

Після пуску свердловини в експлуатацію встановлюють технологічний режим її роботи, тобто визначають кількість газу, яку потрібно подавати в свердловину.

Дебіт газліфтної свердловини змінюється залежно від витрати газу, який подається в свердловину. Але ця залежність непряма.

Спочатку при збільшенні подачі в свердловину газу дебіт свердловини зростає до деякого максимуму, потім, незважаючи на збільшення витрати газу, дебіт починає знижуватися. При великій витраті газу дебіт зменшиться до нуля, а зі свердловини видобуватиметься газ.

Зразкова крива залежності дебіту рідини від витрати газу показана на рис. 2.23. Як бачимо, максимальний дебіт відповідає точці перегину кривої Q-V. Досягши цього дебіту дальше збільшення витрати газу веде до зниження його. При дебіті, близькому до нуля, на висхідній і низхідній гілках кривої Q-V питомі витрати газу різко зростають (верхня крива залежності R-V).

Оптимальному режиму підйомника відповідають координати точки дотику прямої, проведеної з початку координат до кривої Q-V (точка Б на рис. 2.23). Ця точка відповідає мінімальній питомій витраті робочого агента на кривій R-V (точка В).

При низькому пластовому тиску і низьких статичних рівнях, внаслідок високої питомої витрати газу, засто-сування газового підйомника з постійною подачею газу в свердловину є нераціональною. У таких випадках доцільно застосовувати періодичну експлуатацію, суть якої полягає в тому, що газ нагнітається в свердловину не безперервно, а періодично за певні проміжки часу, у міру накопичення в свердловині нафти.

Рисунок 2.23 – Залежності

Q-V і R-V:

R – питома витрата робочого агента; Q – дебіт; V – витрата робочого агента

Якщо на якому-небудь покладі, або поблизу нього, є газові пласти з високим пластовим тиском, енергію цього газу можна використовувати для підйому рідини в нафтових свердловинах. Такий спосіб видобутку нафти називається безкомпресорним газліфтом. Безкомпресорна газліфтна установка, в цілому, відрізняється від компресорної – відсутністю компресорної станції (зі всіма вузлами і агрегатами), наявністю джерела природного газу високого тиску і відсутністю тих або інших пристроїв боротьби з утворенням гідратів у газових комунікаціях.