12.3 Експлуатація свердловин газліфтним способом

У процесі розробки родовища умови експлуатації свердловин погіршуються:

а) якщо обводнюється продукція, то збільшується гідростатичний тиск стовпа флюїдів, утворюється високов`язка емульсія, зростають втрати тиску на тертя в стовбурі і викидній лінії, що призводить до зростання вибійного Р_в і гирлового Р₂ тисків, зменується ефективний газовий фактор G_еф , і збільшується необхідна для ліфтування питома витрата газу R_о.;

б) якщо не застосовується система підтримання пластового тиску або вона недостатньо ефективна, то можливе зменшення пластового тиску Р_пл і відповідно Р_в і Р₁ , що викликає збільшення R_о. Це призводить до порушення умови фонтанування, тобто G_еф < R_о.

Оскульки умова G_еф = R_о відповідає тиску Р_{в min}, а Р_{в min}< Р_пл, то свердловина припиняє фонтанування за певного дебіту рідини Q > 0. Зі збільшенням вибійного тиску Р_в зменшується необхідна питома витрата газу R_о, тому підтримуванням пластового тиску продовжується період фонтанування до настання певної обводненості продукції n_в, а за наявності великої гідропровідності пласта іноді навіть до 100 % обводненості продукції.

Продовженням фонтанної експлуатації в аспекті фізичної суті є газліфтна експлуатація, коли потрібну кількість газу для підіймання рідини на поверхню (для ліфтування) закачують у свердловину з поверхні. Пластову енергію, що припливає та характеризується газовим фактором G_еф, поповнюють запомповуванням газу у свердловину з поверхні, створюючи штучне фонтанування, яке називають газліфтним підніманням, а спосіб експлуатації – газліфтним.

Умову роботи газліфтного піднімача (газліфта), аналогічно умові галзліфтного фонтанування, можна записати так:

G_еф + R_{о зап} ≥ R_о, (12.1)

де R_{о зап} – питома витрата газу, що запомповується (приведена до витрати рідини, що піднімається).

Газ можна подавати з допомогою компрессора. Такий різновид газліфта називають компресорним газліфтом. Якщо нафтовий газ відділяють від видобутої нафти, піддають промисловій підготовці і запомповують у газліфтні свердловини, то такий процесс називають замкнутим газліфтним циклом. Природний вуглеводневий газ можна подавати із сусіднього газового родовища, з магістрального газопроводу або з газобензинового заводу. Підготовка природного газу на нафтовому промислі не потрібна, оскільки вона здійснена вхе на газовому промислі.

У разі безкомпресорного газліфта природний газ під власним тиском надходить із свердловин газових або газоконденсатних родовищ. Тоді ж здійснюється його очищення й осушення. На нафтовому промислі іноді здійснюється тільки підігрівання. Якщо нафтове і газове родовища залягають на одній площі, то за достатньо високого тиску в газовому покладі можна організувати внутрішньосвердловинний безкомпресорний газліфт, відмінною рисою якого є надходження газу з вище- або нижчезалеглого газового пласта безпосередньо в нафтову свердловину, яка розкриває і газовий пласт.

Область застосування газліфта – високодебітні свердловини з високим вибійним тиском; свердловини з високими газовими факторами і вибійними тисками нижче тиску насичення нафти газом; піскові (що містять у продукції пісок) свердловини, а також свердловини у важкодоступних районах. Це пояснюється високою техніко-економічною ефективністю, відсутністю у свердловинах механізмів і деталей, що труться, простотою обслуговування свердловин і регулювання роботи.

Проте система компресорного газліфта має і недоліки:

а) низький коефіцієнт корисної дії всієї газліфтної системи (0,09-0,16), що включає компресорну станцію, газопроводи і свердловини, порівняно з насосними способами (0,25-0,3 для відцентрових і 0,25 – для штанговонасосного);

б) великі капітальні витрати на будівництво компресорної станції і газопроводів;

в) великі енергетичні витрати на компримування (стискання) газу;

г) порвняно високі експлуатаційні витрати на обслуговування компресорної станції.

д) газліфт застосовують тільки за наявності достатньої кількості вуглеводневого газу.

Тому через названі недоліки роблять спочатку техніко-економічне зіставлення газліфтного і насосного способів експлуатації, а відтак уже здійснюють вибір найбільш ефективного способу. У разі безкомпресорного газліфта собівартість видобування нафти може бути в декілька разів меншою, ніж у випадку експлуатації свердловин із застосуванням штангових свердловинно-насосних устаткувань.

Якщо на промислі вже організовано газліфтну експлуатацію свердловин, а вибійні тиски і дебіти зменшилися, то з метою підвищення техніко-економічної ефективності видобування нафти можна перевести роботу свердловин із безперервного газліфта на періодичний, коли газ запомповується у свердловину періодично.

Конструкція будь-якого газліфтного піднімача повинна забезпечувати у свердловині наявність двох каналів: а) для запомповування газу; б) для піднімання газрідинної суміші на поверхню. Такі канали можуть бути створені двома паралельними або концентрично розміщеними рядами труб, хоча перший і не одержав розповсюдження.

Залежно від кількості рядів труб, концентрично розміщених у свердловині, розрізняють дворядні, півторарядні й однорядні піднімачі. У перших двох піднімачах зовнішній ряд труб опускають до інтервалу перфорації для покращення умов винесення піску з вибою за рахунок збільшення швидкості потоку (через меншу площу поперечного перерізу за одного і того ж дебіту). Газ подають у міжтрубний простір між першим (зовнішнім) і другим (внутрішнім) рядами труб. У теперішній час застосовують однорядний піднімач, коли в експлуатаційну колону спускається один ряд НКТ. Як найменш металоємний в найдешевший, він забезпечує можливість безперешкодної зміни діаметра і довжини підіймальних труб, причому діаметр уже може бути значно більшим.

Залежно від напрямку подавання газу розрізняють кільцеву і центральну системи піднімачів. У разі кільцевої системи газ запомповують у кільцевий (затрубний або міжтрубний) простір, а в разі центральної – в центральні труби. На практиці більшість газліфтних свердловин працюють зі створенною уільцевою системою, оскільки:

а) оптимальні умови ліфтування забезпечуються, звичайно, за малих прохідних перерізів;

б) пісок роз`їдає з`єднання муфт на трубах і можливим є розрив труб;

в) у разі видобування парафінистої нафти періодичне видалення відкладів парафіну зі стінок кільцевого простору ускладнено.

Газліфтні свердловини обладнують аналогічно фонтанним. На гирлі є спрощена фонтанна арматура, обв`язка якої найчастіше дає змогу здійснювати подавання газу в затрубний простір і в НКТ.