Газлифт (original) (raw)

ГАЗЛИФТ, газлифтная добыча (а. gas-lift; н. Gaslift, Gasheber; ф. gazlift, puisage au gaz; и. extraccion de liquidopor gas), — способ подъёма жидкости из скважины за счёт энергии газа, находящегося под избыточным давлением. Используется для добычи нефти и пластовых вод. Рабочий агент (PA) — сжатый компрессором попутный газ (компрессорный газлифт) или воздух (эрлифт), а также природный газ под естественным давлением (бескомпрессорный газлифт). Может использоваться газ из продуктивного пласта, вскрытого той же скважиной (внутрискважинный бескомпрессорный газлифт).

Газлифт впервые осуществлён в Венгрии при осушении затопленной шахты (конец 18 в.). Для добычи нефти применяется в США с 1864, в России — с 1897 по предложению В. Г. Шухова (эрлифт, Баку). Широкое применение получил с 1920-х гг. Сущность газлифта — газирование жидкости. При этом плотность газожидкостной смеси (а следовательно, давление её столба в скважине) с ростом газосодержания уменьшается, забойное давление скважины снижается. Приток продукции зависит от расхода газа (рис.). Основное уравнение газлифта:

где rcм = rж(1-е) + rгe;

е — объёмное газосодержание, являющееся сложной функцией расходов жидкости и газа, давления, вязкости и поверхностного натяжения жидкости, площади трубы и угла её наклона к вертикали;

Н — глубина от устья до забоя скважины по вертикали;

- гидравлический уклон;

rж, rг и rcм — плотность жидкости, газа и их смеси;

Рпл, Py и Рз — пластовое, устьевое и забойное давления.

Реклама

При практических расчётах интеграл берётся по участкам скважины с разными условиями движения смеси, например:

где Нрк — глубина ввода PA;

Ннас — глубина, на которой начинается выделение из нефти растворённого газа.

По времени подачи PA различают непрерывный и периодический газлифт (последний применяется в малопродуктивных скважинах с дебитом менее 50 м3/сутки). Рабочий цикл периодического газлифта состоит из периодов накопления жидкости в скважине и поступления её на поверхность.

Комплекс газлифтного оборудования включает: наземное — источник PA, систему трубопроводов, газораспределительные батареи с устройствами регулирования расхода (при периодическом газлифте — для пуска и отсечки PA); скважинное — насосно-компрессорные трубы (HKT), пакеры (могут устанавливаться у нижнего конца HKT для предотвращения ухода жидкости в пласт при пуске скважины и для уменьшения пульсаций); пусковые и рабочие клапаны (служат для подачи газа в поток жидкости). Пусковые клапаны обеспечивают последовательное газирование жидкости в скважине при пуске, после чего закрываются. Рабочие клапаны регулируют поступление PA в продукцию и предназначены для уменьшения пульсаций и поддержания заданной добычи жидкости при изменении обводнённости, устьевого давления, прорыве газа из пласта, соле- и парафиноотложениях в трубах и др. Клапаны современной конструкции — автоматические, управляемые давлением PA и продукции или перепадом этих давлений (дифференциальные клапаны). Различают клапаны, стационарно установленные на HKT, и съёмные, вставляемые в размещённые в колонне HKT скважинные камеры. Спуск и подъём последних производится без подъёма HKT специальным канатным инструментом с помощью передвижной лебёдки или потоком жидкости. При кольцевой системе добычи PA подаётся в затрубное пространство скважины, продукция поднимается по HKT, при центральной — наоборот.

Газлифт применяется в тех случаях, когда работа насосов осложнена высокими газосодержанием или температурой жидкости, наличием песка, отложениями парафина и солей, а также в кустовых и наклонно направленных скважинах. Эффективность газлифта зависит от вязкости, скорости движения смеси, устьевого и PA давлений. Дебит газлифтной скважины до 2000 м3/сутки, глубина свыше 4000 м, давление PA до 10-15 МПа. Для предотвращения коррозии, отложений солей и парафина, образования высоковязких эмульсий в поток PA вводятся ингибиторы, ПАВ и другие химические реагенты. Газлифт широко внедряется на нефтяных месторождениях Тюменской области РСФСР (Правдинское, Фёдоровское, Самотлорское, Узень и др.).