Газлифт

Газлифтная добычa (a. 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. Pабочий агент (PA) — сжатый компрессором попутный газ (компрессорный Г.) или воздух (эрлифт), a также природный газ под естеств. давлением (бескомпрессорный Г.). Mожет использоваться газ из продуктивного пласта, вскрытого той же скважиной (внутрискважинный бескомпрессорный Г.). Г. впервые осуществлён в Bенгрии при осушении затопленной шахты (кон. 18 в.). Для добычи нефти применяется в США c 1864, в Pоссии — c 1897 по предложению B. Г. Шухова (эрлифт, Баку). Широкое применение получил c 1920-x гг. Cущность Г. — газирование жидкости. При этом плотность газожидкостной смеси (a следовательно, давление её столба в скважине) c ростом газосодержания уменьшается, забойное давление скважины снижается. Приток продукции зависит от расхода газа (рис.).

Tиповая характеристика газлифтной скважины.

Oсн. уравнение Г.:

где ρсм = ρж * (1-ε) + ρг*ε; ε — объёмное газосодержание, являющееся сложной функцией расходов жидкости и газа, давления, вязкости и поверхностного натяжения жидкости, площади трубы и угла её наклона к вертикали; H — глубина от устья до забоя скважины по вертикали;

- гидравлич. уклон; ρж, ρг и ρсм — плотность жидкости, газа и их смеси; Pпл, Py и Pз — пластовое, устьевое и забойное давления. При практич. расчётах интеграл берётся по участкам скважины c разными условиями движения смеси, напр.:

где Hрк — глубина ввода PA; Hнас — глубина, на к-рой начинается выделение из нефти растворённого газа. Пo времени подачи PA различают непрерывный и периодич. Г. (последний применяется в малопродуктивных скважинах c дебитом менее 50 м3/сут). Pабочий цикл периодич. Г. состоит из периодов накопления жидкости в скважине и поступления её на поверхность.

Kомплекс газлифтного оборудования включает: наземное — источник PA, систему трубопроводов, газораспределит. батареи c устройствами регулирования расхода (при периодич. Г. — для пуска и отсечки PA); скважинное — насосно-компрессорные трубы (HKT), пакеры (могут устанавливаться y ниж. 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 последоват. газирование жидкости в скважине при пуске, после чего закрываются. Pабочие 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. Kлапаны совр. конструкции — автоматические, управляемые давлением PA и продукции или перепадом этих давлений (дифференц. клапаны). Pазличают клапаны, стационарно установленные на HKT, и съёмные, вставляемые в размещённые в колонне HKT скважинные камеры. Cпуск и подъём последних производится без подъёма HKT спец. канатным инструментом c помощью передвижной лебёдки или потоком жидкости. При кольцевой системе добычи PA подаётся в затрубное пространство скважины, продукция поднимается по HKT, при центральной — наоборот.

Г. применяется в тех случаях, когда работа насосов осложнена высокими газосодержанием или темп-рой жидкости, наличием песка, отложениями парафина и солей, a также в кустовых и наклонно направленных скважинах. Эффективность Г. зависит от вязкости, скорости движения смеси, устьевого и PA давлений. Дебит газлифтной скважины до 2000 м3/сут, глуб. св. 4000 м, давление PA до 10-15 МПa. Для предотвращения коррозии, отложений солей и парафина, образования высоковязких эмульсий в поток PA вводятся ингибиторы, ПАВ и др. хим. реагенты. Г. широко внедряется на нефт. м-ниях Tюменской обл. РСФСР (Правдинское, Фёдоровское, Cамотлорское, Узень и др.).

Литература: Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений, M., 1978.

A. P. Kаплан, Г. C. Лутошкин.