Лекция №3 Оборудование газлифтных скважин

Цель лекции: изучение оборудования газлифтных скважин

Системы газлифтной добычи зависят от источника рабочего агента:

<variant> используется отделенный от скважинной продукции газ (необходимы подготовка газа и его сжатие);

б) при наличии внешнего источника, таких как газовый пласт, газопровод, газоперерабатывающий завод следует использовать бескомпрессорную газлифтную систему (отличается простотой);

в) применение системы эрлифта с использованием воздуха в качестве рабочего агента.

Газлифтный способ добычи нефти, при котором жидкость поднимается из забоя за счет энергии газа, нагнетаемого с устья, позволяет эксплуатировать скважины, продукция которых содержит большое количество газа и песка, а также скважины с высокой обводненностью продукции, значительно искривленным стволом, низким динамическим уровнем и плохими коллекторскими свойствами пласта.

Существует две основные разновидности газлифта — периодический и непрерывный. При этом газ может подаваться в скважину по кольцевому пространству (кольцевая систем<variant> или по НКТ (центральная систем<variant>.

Ниже приводится описание оборудования схемы закрытой установки типа ЛН (непрерывного газлифта кольцевой системы).

Газлифтная установка ЛН (рисунок 38) предназначена для добычи газлифтным способом из условно-вертикальных и наклонно-направленных скважин. Рабочая среда —нефть, газ, пластовая вода с содержанием СО₂ до 1 % и механических примесей до 0.1 г/л.

Оборудование предусматривает возможность перевода скважин с фонтанного способа эксплуатации на газлифтный без подъема скважинного оборудования.

Установка включает в себя скважинные камеры КТ1, газлифтные клапаны 2Г или 5Г, пакер 2ПД-ЯГ с гидравлическим управлением, ниппель, глухую и циркуляционную пробки.

В период фонтанирования скважины в карман скважинных камер устанавливаются пробки. При переводе скважины на газлифтный способ эксплуатации пробки заменяются газлифтными клапанами.

После спуска скважинного оборудования, монтажа фонтанной арматуры и посадки пакера, а также замены глухих пробок на газлифтные клапаны в затрубное пространство скважины через отвод трубной головки нагнетается газ. Под давлением нагнетаемого газа и гидростатического столба жидкости в скважине все газлифтные клапаны открываются и жидкость перетекает из затрубного пространства в подъемные трубы.

Так как давление закрытия первого верхнего клапана меньше давления открытия второго клапана, первый клапан закрывается. Нагнетаемый газ начинает поступать в подъемные трубы через второй клапан. Столб жидкости выше второго клапана аэрируется и выносится на поверхность. Давление в подъемных трубах на глубине расположения второго клапана уменьшается, что приводит к дальнейшему перетоку жидкости из затрубного пространства в подъемные трубы через последующие клапаны. Уровень жидкости в затрубном пространстве понижается и достигает третьего клапана. Нагнетаемый газ начинает поступать в подъемные трубы через третий клапан. Уровень жидкости в затрубном пространстве продолжает понижаться и в момент обнажения третьего клапана закрывает второй.

Рисунок 38 — Газлифтная установка ЛН

1 — фонтанная арматура; 2 — скважинная камера; 3 — колонна насосно‑компрессорных труб; 4 — газлифтный клапан; 5 — пакер; 6 — приемный клапан; 7 — ниппель приемного клапана.

Техническая характеристика
Условный диаметр эксплуатационной колонны, мм	146, 168
Условный диаметр насосно-компрессорных труб, мм	60, 73, 89
Рабочее давление, МПа (кгс/см2)	21 (210), 35 (350)
Максимальная глубина спуска скважинного оборудования	2500, 5000
Температура рабочей среды, К	373 — 393
Угол отклонения ствола скважины от вертикальных, град
Габаритные размеры, мм
длина	15135 ¸ 15285
диаметр	118 ¸ 145
Масса, кг	309 ¸ 496

Работа скважины на заданном технологическом режиме осуществляется через нижний клапан.

Наиболее широко применяются газлифтные установки ЛН рассчитаны на рабочее давление 21 и 35 МПа, максимальную глубину спуска скважинного оборудования — 5000 м, температуру скважинной среды до 120 °С и имеют массу от 185 до 585 кг.

Периодический газлифт осуществляется путем прерывной подачи агента в скважину, т.е. циклами.

Для повышения эффективности периодического газлифта может применяться плунжер — своеобразный поршень, движущийся в трубах одноразмерной колонны с минимальным зазором 1.5 ¸ 2.0 мм, чтобы уменьшить величину отекания жидкости по стенкам труб и отделяющий поднимаемый столб жидкости от газа. При ударе о верхний амортизатор, расположенный в плунжере, клапан автоматически открывается, плунжер падает вниз, а при ударе о нижний амортизатор происходит закрытие клапана и плунжер готов к следующему циклу. Плунжерный лифт может работать также с периодической подкачкой газа в затрубное пространство.

Плунжерный лифт можно использовать также при непрерывном газлифте и фонтанной эксплуатации скважины.

В других установках, например, при эксплуатации скважин гидропакерным автоматическим поршнем, последний не имеет проходного отверстия и после перемещения к устью скважины нагнетательным газом падает вниз после прекращения подачи газа. Зазор между поршнем и колонной НКТ — 2.5 ¸ 4 мм. Дебит скважин — 1 ¸ 20 т/сут.

В настоящее время распространение установок периодического газлифта невелико.

Вопросы для самоконтроля:

1. Особенности газлифтной скважины

2. Газлифтные камеры

3. Конструкции газлифтных клапанов

4. Плунжерный газлифт

Рекомендуемая литература:

1. Чечеров Л.Г. Нефтепромысловые машины и механизмы. – М.Недра, 1983

2. Справочник по нефтепромысловому оборудованию, под ред. Е.И.Бухаленко., М.,Недра, 1990.