Призначення, склад та комплектність установок для експлуатації свердловин безкомпресорним та компресорним газліфтом

Газліфтний метод експлуатації відноситься до механізованого методу видобутку нафти. Має ряд переваг серед інших механізованих способів:

1) немає вузлів і механізмів, які швидко зношуються внаслідок тертя;

2) може використовуватись для похило-скерованих свердловин;

3) високий дебіт (великий відбір продукції 1000 –

2000 м³/добу);

4) простота регулювання режиму роботи.

Недоліки:

1) низький ККД (10 – 30 %);

2) великі капіталовкладення (особливо при компресор- ному газліфті);

3) відносно високі питомі енергетичні затрати на видобуток рідини.

Суть газліфтного способу експлуатації полягає в забезпеченні фонтанування свердловини шляхом подачі до низу колони НКТ необхідної кількості стисненого газу. При цьому проходить загазування рідини в підйомних трубах і зменшення її густини. За рахунок аерації вага стовпа рідини зменшується і енергія пласта є достатньою для підняття пластової рідини до устя і подачі її на поверхню.

При газліфті в затрубному просторі свердловини встановлюється новий динамічний рівень і відповідний вибійний тиск. Тому робота виведеного на стійкий режим газліфтного підйомника аналогічна роботі фонтанного. В зв’язку з цим і схема газліфтного підйомника в значній мірі

аналогічна фонтанному.

За способом подачі робочого агента в свердловину розрізняють компресорний і безкомпресорний газліфт.

Безкомпресорний використовується в тому випадку, коли маємо свердловину з достатньою кількістю газу. Коли джерело газу знаходиться у тій же свердловині, то маємо внутрішньо свердловинний безкомпресорний газліфт. При компресорному газліфті компресор нагнітає газ в свердловину.

Газліфтна експлуатація свердловин може бути безперервною або періодичною. Періодичний газліфт застосовується на свердловинах з дебітом від 40 до 60 м³/добу або з низьким пластовим тиском. Висота підйому рідини при газліфті залежить від можливого пускового тиску газу і глибини занурення колони НКТ під динамічний рівень. В середньому діапазон використовуваних значень пускового тиску газу складає від 4 до 14іМПа.

Важливою особливістю газліфтного способу є широкий діапазон можливих подач, що дозволяє його використовувати для експлуатації свердловин як з низьким (менше 40 м³/добу), так і високим дебітами (до 1600 м³/добу), а також свердловин з високими газовими факторами і вибійними тисками нижче тиску насичення.

Принципова схема газліфтного циклу приведена на рисунку 6.1. Як було сказано вище, за наявності газової свердловини високого тиску реалізується безкомпресорний газліфт. Газ із свердловини 1 через газовий сепаратор 2 подається в теплообмінник 3. Нагрітий газ після додаткового очищення в сепараторі 4 проходить через газорозподільну батарею 5 і направляється до газліфтних свердловин 6. Продукція свердловин направляється в нафтогазовий сепара- тор 7, після чого нафта поступає в колектор, а газ, що містить краплі нафти, проходить додаткове очищення в сепараторі 8 і після стиснення в компресорній станції 9 поступає в систему промислового збору. Якщо газової свердловини високого

тиску немає, то для газліфта використовується попутній

1 - газова свердловина високого тиску; 2, 4, 8 - газовий сепаратор; 3 - теплообмінник; 5 - газорозподільна батарея; 6 - газліфтна свердловина; 7 - нафтогазовий сепаратор; 9 – компресорна станція

І – газ високого тиску з газової свердловини; ІІ – продукція газліфтної свердловини; ІІІ – нафта; ІV – газ низького тиску, який містить крапельну нафту; V – газ низького тиску, очищений від нафти; VІ – стиснутий газ в систему промислового збору; VІІ – газ високого тиску після компресорної станції

Рисунок 6.1 – Схема газліфтного циклу при видобуткунафти

нафтовий газ. Після стиснення газ з компресорної станції 9 послідовно проходить теплообмінник 3, газовий сепаратор 4 і так далі, поки знову не поступить на станцію 9. В даному випадку використовується замкнутий газліфтний цикл, при якому газ, що нагнітається в свердловини, багато раз використовується для підйому рідини.

Залежно від числа рядів труб, концентрично розміщених у свердловині, розрізняють конструкції дво-, півтора- та однорядних підйомників (рис. 6.2), а залежно від скерування подачі газу – кільцеву та центральну системи підйомників.

При кільцевій газ подають у кільце – затрубний (між колоною НКТ та експлуатаційною колоною) чи міжтрубний (між двома колонами НКТ) простори. При центральній - газ подають у центральні труби.

а, б, в - відповідно дво-, півтора- і однорядний підйомники кільцевої системи; г - однорядний підйомник центральної системи

Рисунок 6.2 – Газліфтні підйомники

Читайте також:

<== попередня сторінка	\|	наступна сторінка ==>
Випробування фонтанних арматур	\|	Різновиди газліфтних установок за функціональним призначенням

Не знайшли потрібну інформацію? Скористайтесь пошуком google:

Генерація сторінки за: 0.006 сек.