Обзор конструкций и параметров газлифтных установок для добычи нефти

Газлифтный способ является одним из наиболее усовершенствованных способов нефтедобычи. Устройство служит для поднятия небольших капелек жидкости с помощью силы, которая есть в сжатом газе и смешивается с ней (рис. 1.1). Данная методика привнесла глубокие доработки и усовершенствования в обычный тех процесс, т.к  в скважинах, давление в коллекторе, либо давление растворенного газа очень низкое, чтобы создать фонтан, течение жидкости может поддерживаться искусственно — так называемым газлифтом. В основном , на нефтедобывающей платформе ЛСП-1 ,через несколько лет использования фонтанного способа необходимо переходить на газлифтный способ добычи [6,9].

Рис. 1.1. Схема газлифтного способа добычи нефти

Многоступенчатая дроссельная система, применяющаяся в газлифтном насосе  приведен на рис. 1.2.

Рис. 1.2. Схема многоступенчатой дроссельной системы газлифтной скважины

Сложность системы является существенным минусом , приводящая к значительным тратам энергии ,и убывающей производительности насоса.

Система газлифтной установки состоит из 2-ух рядов труб имеющая общий центр, т.е запуском в скважину 1-ого (который снаружи) и 2-ого (который внутри) рядов труб. Трубы наибольшего диаметра (внешний.) (от 73 до 103 мм) спускаются первыми. Меньшего диаметра (внутренний.) ( 47; 61; 74 мм) спускается 2-ым внутрь 1-ого ряда. Таким образом образовывается 2-ух рядный подьемник , сжатый газ в  подается в полость между трубами 1 и 2 рядами труб, а по внутреннему  ГЖС поднимается 2-ому ряду труб (рис. 1.3, а) [1,7].  .1 ряд труб  опускается до промежутка перфорации, а 2 под динамический уровень.
 

Рис. 1.3. Схема конструкций газлифтных подъемников:

а – 2-ух рядный подъемник; б – 1,5-а рядный подъемник; в – 1-о рядный подъемник; г – 1-о рядный подъемник с рабочим проходом на глубину, надлежащему рабочему  газовому давлению, таким образом спуск башмака HKT под изменяющейся уровень , сформулировано в значениях давления, постоянно и  равна действующему давлению газа

В аэролифтной скважине, оснащенной 2-ух рядным подъемником, настоящая динамическая степень устанавливается в наружном  пространстве меж труб -  между 1-ым рядом труб и обсадной трубой . Если перекрыто  пространство меж труб 2-ым, существует  влияние   газового давления, и рабочее давление  сложится из погружения под определенный уровень  газового гидростатического давления  в наружном пространстве меж труб :

                                                                                           (1.1)

или

                                                                                                  (1.2)

2-ух рядные подъемники ранее применялись обширно, в особенности если использование скважин осложнялась огромным выделением песка, который необходимо было  всегда выносить на поверхность. Темп восходящей струи при движении по 1-ому  ряду труб несколько больше, нежели при перемещении по обсадной трубе. Именно по этой причине опускается до забоя башмак 1-ого ряда . В таком случае  при острой необходимости легко можно изменить погружение 2-ого ряда труб , из-за переменной динамической степени и  повышением отбора или другим обстоятельствам . При данном изменении на своем месте остается 1-ый ряд труб .2-ух рядный подъемник - сооружение металлоемкое, и только по этому является дорогостоящим. Только при недостатке герметичности обсадной трубы его использование целесообразно как вынужденная мера. Разновидностью 2-ух рядного подъемника считается 1,5 рядный (рис. 1.3, б) в котором с целью экономии металла труб 1-ого ряда имеют хвостовую часть (ниже башмака 2-ого ряда) из труб наименьшего диаметра. Это значительно сокращает металлоемкость конструкции, дает возможность повысить  темп восходящего потока, но затрудняет процедуру по повышению погружения, то есть согласно допуску 2-ого ряда, таким образом необходимо заранее поменять подвеску 1-ого ряда труб. Газ смесь подается в пространство между труб и ГЖС подымается по 1-ому ряду труб, диаметр которых обуславливается дебитом скважины и техническими критериям  эксплуатации. Настоящая степень уровня водяной смеси , устанавливается всегда у башмака подъемных труб. Степень никогда не может быть больше, т.к газ не станет поступать в HKT. Он никак не способен быть меньше башмака, т.к в HKT не  поступит смесь . Но при стучащем режиме работы газо-жидкостного подъемника степень уровня  водяной смеси колеблется у башмака, время от времени его закрывая .Наблюдаемого погружения и динамической степени уровня водяной смеси при 1-ом подъемнике отсутствует, а гидростатическое влияние давление у башмака подъемных труб, формируемое погружением его под динамический уровень, сменяется давлением газа Р1 [3,4,8].

Рис. 1.4. Основные виды газлифта

Главными параметрами аэролифтного метода нефтедобычи в стволе скважины способно осуществляться  из-за энергии пласта Enn, или  пластовой , не естественно входящей в скважину энергии Eи с наружи. В стволе  энергия используется на преодоление Fтяж гидростатического столба нефти с учетом излишнего давления на выходе скважины (устье) и препятствующих сил, связанных с движением – путевого (трение воды о поверхность стенки), местного (расширяется, сужается, сменяется направление струи) и инерционного (ускоренное перемещение). Все эти силы вызывают надлежащие затраты энергии:  . Из этого в работающей скважине , энергетический баланс сил возможно записать следующим образом

                                                                                  (1.3)

В случае если нефтескважина функционирует только из-за пластовой энергии, которая обладает водонефтяным слоем (залежью), то в данном случае такой способ  именуют фонтанным, а явление фонтанированием. При данном способе Еn=0.

Скважины переводящие  на механический режим использования, то  означает что изливание жидкости не произойдет : газлифтный или насосный, Епл ≥ 0 и Еи > 0. В данном случае  пластовая энергия нефти поднимается на высоту наименьшей глубины скважины, т.е  жидкостный уровень не доходит до устья скважины. В скважину внедряют энергию сжатого газа, только при газлифтном методе эксплуатации, Еr, а при компрессорном – энергию, создаваемую компрессором.

В зависимости от соотношения  устьевого Р2  и забойного Р3 давлений с давлением насыщенного нефти газом Ри можно выделить 3 вида фонтанирования и 3 -и типа фонтанных скважин.

Первый тип – артезианское фонтанирование: Р3 > Ри; Р2 ≥ Ри, т.е  изливание  за счет гидростатического напора. В скважине идет перелив жидкости, движется негазированная жидкость.

Второй тип – газлифтное фонтанирование в начале выделения газа в стволе скважины: Р₃ ≥ Р_н ; Р₂ < Р_н. В пласте перемещается не насыщенная газом жидкость, а в скважине газожидкостная смесь (смесь жидкости и свободного газа). При давлении у башмака НКТ Р₁ ≥ Р_н в затрубном пространстве на устье находится газ и Р_затр как правило не велико (0,1 - 0,5 МПа).

Третий тип – газлифтное фонтанирование в начале происходит  выделение газа в пласте: Р₃ < Р_н; Р₂ < Р_н. В пласте перемещается газированная жидкость, на забой и к башмаку НКТ поступает газожидкостная смесь.

Фонтанирование скважины происходит тогда, когда из пласта на забой подступает энергия не меньше, чем требуемое для ее подъема флюидов на поверхность. Условие артезианского фонтанирования следует из уравнения баланса давления.

                        Р₃ ≥ Н_рд + ∆ Р_тр + Р₂                                                                                            (1.4)

где Н – глубина скважины по вертикале;

Р = (Р₃ + Р₂) / 2 - средняя плотность жидкости в скважине; Р₃; Р₂ – плотность жидкости в условиях забоя и устья. _Д- ускорение свободного падения [2,5,10,11].