Скидка на подшипники из наличия!
Уже доступен
Газлифтная добыча нефти представляет собой метод механизированной эксплуатации скважин, основанный на подъеме продукции энергией сжатого газа. Рабочий агент подается в насосно-компрессорные трубы через затрубное пространство, снижая плотность флюида и обеспечивая вынос жидкости на поверхность. Метод эффективен при эксплуатации высокодебитных скважин с обводненностью до 60 процентов, обеспечивая межремонтный период до 1000 суток при удельном расходе газа от 50 до 300 кубометров на кубометр добываемой жидкости.
Газлифтная эксплуатация скважин является способом искусственного подъема углеводородов, при котором нефть извлекается на поверхность за счет энергии сжатого газа, закачиваемого в скважину. Данный метод относится к механизированным способам добычи и применяется при недостаточности пластовой энергии для фонтанирования.
В основе технологии лежит принцип снижения плотности газожидкостной смеси в подъемнике. Рабочий агент, подаваемый под давлением в затрубное пространство, достигает башмака насосно-компрессорных труб и начинает смешиваться с пластовой жидкостью. Образующаяся смесь обладает меньшей плотностью, что приводит к снижению забойного давления и притоку продукции из пласта.
В качестве рабочего агента используется попутный нефтяной газ после предварительной компрессии либо природный газ из газовых залежей под естественным давлением. Исторически газлифт применяется в России с 1897 года по предложению Владимира Шухова на месторождениях Баку, в мировой практике первое применение зафиксировано в США в 1864 году.
Функционирование газлифтной установки основано на гидростатических и гидродинамических закономерностях движения многофазных потоков. В скважину спускаются насосно-компрессорные трубы диаметром от 60 до 114 миллиметров на расчетную глубину, определяемую параметрами пласта и характеристиками скважинной продукции.
Сжатый газ подается в кольцевое пространство между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами под рабочим давлением. По мере опускания газа вдоль колонны он достигает точки ввода, расположенной на проектной глубине. В этой точке установлен рабочий газлифтный клапан, через который происходит поступление газа в подъемник.
При смешивании газа с жидкостью формируется газожидкостная смесь с эффективной плотностью от 200 до 600 килограммов на кубометр в зависимости от газосодержания. Снижение гидростатического давления столба жидкости в подъемнике создает перепад давления между забоем и точкой ввода газа, обеспечивая приток флюида из продуктивного пласта.
В насосно-компрессорных трубах реализуются различные структуры многофазного потока в зависимости от соотношения фаз. При малых газосодержаниях наблюдается пузырьковый режим, при средних — снарядный, при высоких — кольцевой или дисперсно-кольцевой. Оптимальный режим работы достигается при газосодержании от 40 до 60 процентов объема смеси.
Классификация газлифтных систем проводится по нескольким признакам, определяющим конструктивные особенности и технологические параметры эксплуатации скважин.
Компрессорный газлифт использует попутный нефтяной газ, сжимаемый на центробежных или поршневых компрессорах до давления от 4 до 15 МПа. Данная система требует строительства компрессорной станции, но обеспечивает автономность от внешних источников газа. Удельный расход газа при компрессорном газлифте составляет 50-100 кубометров на кубометр жидкости при обводненности до 50 процентов.
Бескомпрессорный газлифт применяет природный газ из газовых залежей, обладающих достаточным пластовым давлением от 10 до 30 МПа. Метод используется при наличии вблизи месторождения газовых скважин с избыточными запасами. Преимущество заключается в отсутствии необходимости компрессии, недостаток — зависимость от истощения газового пласта и снижения давления со временем.
Непрерывный газлифт обеспечивает постоянную подачу газа в скважину и стабильный отбор продукции. Применяется на скважинах с дебитом более 40-60 тонн в сутки и коэффициентом продуктивности выше 3-5 кубометров в сутки на МПа. Данный режим характеризуется равномерной работой и возможностью точного регулирования параметров.
Периодический газлифт используется на малодебитных скважинах с низким пластовым давлением. Цикл работы состоит из периода накопления жидкости в подъемнике и периода выброса накопленного объема на поверхность. Продолжительность цикла варьируется от 30 минут до нескольких часов в зависимости от продуктивности пласта. Удельный расход газа при периодическом режиме может достигать 300-500 кубометров на кубометр из-за неполного использования энергии рабочего агента.
Комплекс скважинного оборудования включает элементы, обеспечивающие ввод газа на расчетной глубине, разобщение пластов и подъем продукции на поверхность. Требования к оборудованию регламентируются ГОСТ 30767-2002.
Основным элементом системы являются газлифтные клапаны, классифицируемые по назначению и конструктивному исполнению. Пусковые клапаны предназначены для запуска скважины путем последовательного снижения уровня жидкости в затрубном пространстве. Устанавливаются в количестве от 3 до 8 штук с шагом от 100 до 300 метров от устья до рабочей точки ввода газа.
Рабочие клапаны обеспечивают подачу газа в подъемник при стационарном режиме эксплуатации. Располагаются на глубине от 500 до 2500 метров в зависимости от забойного давления и дебита скважины. Пропускная способность регулируется размером проходного сечения от 3 до 12 миллиметров.
Концевые клапаны монтируются у башмака насосно-компрессорных труб для поддержания стабильного уровня жидкости и предотвращения пульсаций потока.
По конструкции чувствительного элемента выделяют сильфонные клапаны с азотной зарядкой камеры до давления от 2 до 20 МПа и пружинные клапаны с регулируемым натяжением пружины. По способу установки различают наружные клапаны, требующие извлечения колонны для замены, и внутренние съемные клапаны в скважинных камерах, извлекаемые канатной техникой без подъема труб.
Подъемная колонна собирается из насосно-компрессорных труб соответствующих стандартным размерам диаметром 60, 73, 89 или 114 миллиметров. Выбор диаметра определяется дебитом скважины и глубиной спуска. При дебитах до 50 тонн в сутки применяют трубы 60-73 миллиметра, при дебитах от 50 до 200 тонн — 89 миллиметров, свыше 200 тонн — 114 миллиметров.
Пакер устанавливается выше башмака НКТ на 5-50 метров для разобщения затрубного пространства от продуктивного интервала. Применяются гидромеханические и механические пакеры с рабочим давлением до 35 МПа и температурной стойкостью до 150 градусов Цельсия.
Проектирование газлифтной эксплуатации включает определение взаимосвязанных параметров: рабочего давления нагнетания газа, удельного расхода рабочего агента, глубины ввода газа и диаметра подъемника.
Расчетная глубина точки ввода газа определяется из условия обеспечения необходимого забойного давления для притока заданного дебита жидкости. Базовое соотношение учитывает забойное давление, давление на устье, градиент давления в газожидкостной смеси и потери на трение. При типичных условиях глубина ввода составляет 60-80 процентов от глубины скважины.
Для скважины глубиной 2000 метров с забойным давлением 10 МПа и устьевым давлением 2 МПа расчетная глубина ввода газа составляет порядка 1400-1600 метров. Увеличение глубины ввода снижает удельный расход газа, но требует повышения давления нагнетания.
Удельный расход газа определяется как объем рабочего агента в кубометрах при стандартных условиях, необходимый для подъема одного кубометра жидкости. Величина зависит от обводненности продукции, давлений на забое и устье, глубины ввода газа. При оптимальном режиме удельный расход составляет 50-100 кубометров на кубометр для малообводненных скважин.
При увеличении обводненности до 60-70 процентов удельный расход возрастает в 2-3 раза из-за повышения плотности смеси и увеличения потерь на трение. На скважинах с обводненностью выше 80 процентов удельный расход может достигать 300-500 кубометров на кубометр, что снижает экономическую эффективность метода.
Рабочее давление на устье газлифтной скважины рассчитывается исходя из давления в точке ввода газа с учетом гидростатического столба газа в затрубном пространстве. Типичные значения давления ввода газа составляют 4-14 МПа. Давление нагнетания должно превышать давление в точке ввода на 1-2 МПа для обеспечения надежного открытия клапана.
Повышение эффективности газлифтной добычи достигается регулированием основных технологических параметров и применением специальных технических решений.
Оптимизация удельного расхода проводится путем подбора оптимального соотношения между дебитом скважины и объемом закачиваемого газа. Существует минимум на кривой зависимости удельного расхода от дебита, соответствующий наиболее экономичному режиму работы. Смещение от оптимума как в сторону увеличения, так и уменьшения дебита приводит к росту удельных затрат газа.
Применение диспергаторов и поверхностно-активных веществ позволяет улучшить структуру потока, снизить проскальзывание газа относительно жидкости и сократить удельный расход на 10-20 процентов. Метод эффективен при работе с высоковязкими нефтями с динамической вязкостью более 30 мПа·с.
Современные системы автоматического управления газлифтом обеспечивают стабилизацию давления нагнетания, регулирование расхода газа по скважинам и оптимизацию распределения рабочего агента между скважинами газлифтного куста. Применение автоматики позволяет поддерживать коэффициент эксплуатации скважин на уровне 0,95-0,99 и увеличивать межремонтный период до 1000 суток и более.
На крупных газлифтных месторождениях Западной Сибири реализованы кольцевые схемы газоснабжения с компрессорными станциями производительностью от 50 до 500 тысяч кубометров газа в сутки при давлении нагнетания 12-18 МПа. Такие системы обеспечивают эксплуатацию от 50 до 300 скважин на одном кусте.
Газлифтная эксплуатация экономически целесообразна при определенных геолого-технических условиях разработки месторождений.
Метод становится неэффективным при обводненности продукции выше 70-80 процентов из-за резкого возрастания удельного расхода газа и снижения коэффициента полезного действия установки до 0,20-0,25. При малых дебитах менее 30 тонн в сутки целесообразнее применение штанговых глубинных насосов с более высоким КПД.
Газлифтная добыча нефти является эффективным методом механизированной эксплуатации скважин при соблюдении оптимальных геолого-технических условий. Правильный выбор конструкции подъемника, расчет режимных параметров и регулярная оптимизация работы обеспечивают межремонтный период до 1000 суток при удельном расходе газа 50-150 кубометров на кубометр. Применение автоматизированных систем управления и современного оборудования позволяет поддерживать высокую эффективность добычи на крупных газлифтных месторождениях.
Вы можете задать любой вопрос на тему нашей продукции или работы нашего сайта.