Газлифт

Газлифт

ГАЗЛИФТ, установка для подъема нефти из буровой скважины на дневную поверхность посредством нагнетания в скважину сжатого нефтяного газа. Для этого в скважину опускают т. н. компрессорные трубы, в которые компрессором нагнетается нефтяной газ. На определенной глубине газ поступает в подъемные трубы, не доходящие до забоя скважины. Действие газлифта основано на том же принципе, как и действие аэролифта. Преимущество газлифта перед аэролифтом в данном случае состоит гл. обр. в том, что растворимость нефтяного газа в нефти приблизительно в четыре раза больше, чем воздуха, вследствие чего производительность работы значительно повышается.

Нефтяной газ при применении газлифта не улетучивается, а почти целиком м. б. вновь использован для работы. Это достигается при помощи так называемого замкнутого газового цикла, идея которого у нас была впервые предложена в 1914 г. профессором М. М. Тихвинским, а осуществлена на практике в одной из скважин в Сураханах (Баку) в 1924 году. Схема этой установки (фиг. 1) состоит в следующем.

Схема замкнутого газового цикла, идея которого предложена в 1914 г. профессором М. М. Тихвинским

Смесь газа и жидкости поступает из скважины А в трап В, в котором происходит отделение газа от жидкости. Жидкость удаляется из трапа через сифон С, расположенный в нижней его части, а жирный (мокрый) газ, насыщенный легкими углеводородами нефти, из верхней части трапа поступает в газоочистители D (числом три), в которых, благодаря зигзагообразному пути своего движения (газ входит в газоочистители в нижней их части, а уходит из верхней), освобождается от увлеченных им частиц жидкости, выпускаемой в амбар через выкидные задвижки внизу газоочистителей.

Для окончательного освобождения от примеси жидкости газ из последнего газоочистителя поступает в газоосушитель Е, заполненный в нижней части, примерно на 1/3 его высоты, голышем, вначале крупным, а затем более мелким, поверх которого располагается слой металлических стружек. Газоосушитель снабжен предохранительным клапаном F, выпускающим избыток газа в аккумулятор Р при увеличении давления внутри газоосушителя на 0,3 atm против рабочего давления в системе. По достижении в аккумуляторе давления, превышающего требуемое режимом скважины, избыток газа откачивается эксгаустером в газовую магистраль и используется для других надобностей (отопление). Из газоосушителя газ поступает в цилиндр G низкого давления компрессора, в котором сжимается до 4 atm, после чего направляется в холодильник Н для охлаждения и выделения из него конденсата бензина, а затем в трап I. В трапе происходит отделение сконденсировавшегося бензина, поступающего затем в бак К, а газ направляется в цилиндр L высокого давления компрессора. Здесь газ еще раз сжимается, но уже до 12—15 atm, после чего направляется в холодильник М, а затем в трап N, в котором происходит окончательное отделение газа от бензина. Из трапа N бензин направляется в бак О, а газ, теперь уже сухой, в скважину А, где он нагнетается в компрессорные трубы и вновь совершает работу по подъему нефти из скважины. Необходимый в начале процесса для пуска в ход компрессора газ поступает в цилиндр низкого давления из газовой магистрали по дополнительной линии R, снабженной редукционным клапаном S, регулирующим подачу газа в компрессор. Таким же образом пополняется количество газа в системе газлифта, если выделяющегося из скважин газа недостаточно для работы газлифта.

В Америке патент газлифта был взят Ф. Джонсом еще в 1914 г., но широкое распространение газлифт получил лишь в последние годы, когда выявились затруднения при эксплуатации глубоких скважин с значительным дебитом. В таких скважинах давление газа в нефтеносном пласте хотя еще и велико, но уже недостаточно для фонтанирования, а потенциальный дебит скважин превышает количество нефти, могущее быть полученным из них при помощи глубоких насосов даже наиболее совершенных конструкций.

Одна из интересных установок газлифта на промыслах Юнион Ойль К0 в Калифорнии

Одна из интересных установок газлифта действует на промыслах Юнион Ойль К0 в Калифорнии; она несколько отличается от описанного цикла профессора Тихвинского. В этой установке, обслуживающей одновременно несколько скважин (фиг. 2), жирный газ по выходе из трапа, в котором он отделяется от нефти, проходит через систему газопроводов к компрессорной станции низкого давления.

Эта станция нагнетает мокрый газ на абсорбционную установку, где от него отделяется газолин. После этого газ, теперь уже сухой, поступает на компрессорную станцию высокого давления, а избыток его утилизируется для других надобностей. На компрессорной станции высокого давления газ еще раз подвергается сжатию, после чего поступает в скважину и вновь производит работу по подъему из нее нефти. Здесь применяется централизованное распределение газа, значительно увеличивающее выгоды применения газлифта. Сжатый газ из всех компрессоров поступает в центральный приемник, а из него по особым газопроводам подводится к отдельным скважинам. Иногда рабочие компрессоры делятся на две группы, из которых одна работает с давлением 10—20 atm, а другая с давлением 20—30 atm, причем для каждой группы имеется свой отдельный приемник. Таким путем уменьшаются затраты на оборудование, так как компрессоры с меньшим давлением стоят дешевле компрессоров, работающих при более высоком давлении. Т. к. начальное давление при пуске в ход компрессора больше рабочего давления, то для пуска в ход системы газлифта на станции устанавливается вспомогательный компрессор, развивающий давление до 67 atm, из которого сжатый воздух поступает в скважину также по отдельной линии приемника. Чтобы избежать прокладки лишнего газопровода, вместо стационарного компрессора высокого давления, для пуска в ход газлифта пользуются переносным, сжимающим газ также до 67 atm. Этот компрессор устанавливается у самой скважины и присоединяется непосредственно к компрессорной арматуре на устьи скважины. После того как в газлифте установится нормальное рабочее давление, в систему включается центральная компрессорная станция.

Объем газа, расходуемого для подъема нефти в единицу времени, зависит гл. обр. от дебита скважины, диаметра компрессорных труб, глубины их погружения и вязкости нефти. Для подсчета количества газа, необходимого для работы газлифта, было предложено несколько формул. Шо (S. F. Shaw) для определения объема газа, потребного для подъема 1 л воды, предложил следующую формулу, в которой не принято во внимание трение в трубах, скольжение газа и др. потери:

Подсчет количества газа, необходимого для работы газлифта

где Q - объем газа в м3, L—высота подъема в м, а р1 и р2 в кг/см2 - абсолютное давление в нижнем и верхнем конце компрессорных труб. Однако на практике необходимые для успешной работы газлифта давление и количество газа обычно в каждом отдельном случае устанавливают эмпирически, на основании опыта эксплуатации соседних скважин. Глубину погружения, т. е. расстояние от динамического уровня до места ввода газа в жидкость (в подъемных трубах), также устанавливают эмпирически для каждой отдельной скважины, причем сначала трубы опускают на меньшую глубину, которую затем, в случае надобности, увеличивают. Чем больше погружение, тем больший объем жидкости извлекается из скважины. Рабочее давление газа колеблется в пределах от 8 до 15 кг/см2.

Применение газлифта дает возможность создать у забоя скважины противодавление газу, заключенному в пласте. Регулируя это противодавление путем изменения диаметра труб, глубины их погружения, давления и объема нагнетаемого газа, можно уменьшать газовый фактор скважины, т. е. отношение пластового газа в извлекаемой жидкости к весовой единице этой жидкости. Так как давление и количество газа, заключенного в пласте вместе с нефтью, недостаточны для извлечения из него всей нефти, то уменьшение газового фактора и возможность его регулирования, обеспечивая более бережное расходование газа в пласте при эксплуатации скважин, в конечном счете, увеличивают общее количество нефти, могущее быть полученным из пласта, или т. н. отдачу его. Это обстоятельство делает газлифт одним из наиболее рациональных способов эксплуатации скважин. При поступлении воды и песка в скважину вместе с нефтью, противодавление, желательное с точки зрения максимального дебита скважины, иногда приходится увеличивать, чтобы т. о. уменьшить всасывающее действие газлифта на воду и предупредить образование водяного конуса у забоя скважины.

По данным Мак-Коллома (C.R. McCollom), добыча скважин фирмы Юнион Ойль К0, переведенных на газлифт, увеличилась в течение года на 124% по сравнению с той, которая должна была бы получиться согласно нормальным кривым падения добычи при фонтанировании или глубоких насосах. Кроме того, выход газолина увеличился на 183%, а газовый фактор уменьшился на 33% (с 360 м3 до 240 м3 на тонну). При давлениях, имеющих место во время работы газлифта, значительная часть нагнетаемого газа растворена в нефти. По мере подъема смеси по трубам растворенный газ вследствие уменьшения давления выделяется из нефти, в виде пузырьков, расширение которых способствует подъему нефти, но часть его энергии, пока он остается растворенным в нефти, все же оказывается потерянной для подъема жидкости, что при аэролифте имеет место в значительно меньшей степени. Эта же растворимость газа в нефти является весьма ценным его свойством при эксплуатации нефтей с большой вязкостью, так как последняя значительно понижается благодаря растворению газа в нефти. Так, например, в районе Кет Кеньон (Cat Canyon) в Калифорнии, где добывается нефть с удельным весом 0,999 и даже выше, высокая вязкость ее вызывала постоянные остановки в работе насосов и не давала возможности установить сепаратор для газа, остававшийся поэтому неиспользованным. Применение газлифта устранило все неполадки при эксплуатации скважин и дало возможность утилизировать газ, который раньше улетучивался. На промыслах Пангедль (Panhadle) в Техасе (США) применение газлифта оказалось весьма действительным средством против отложения парафина в трубах, которое очень осложняло эксплуатацию скважин вследствие необходимости частой чистки труб. Успешность действия газлифта при добыче вязких и парафинистых нефтей повышается предварительным подогревом нагнетаемого в скважину газа.

При наличии в скважине сернистых вод применение газлифта имеет преимущество перед аэролифтом в том отношении, что при нагнетании газа не происходит разъедания и порчи труб, имеющих место при этих условиях в аэролифте. В отношении образования эмульсий при газлифте и аэролифте данные бакинской и американской практики расходятся: в Баку применение газлифта привело к исчезновению эмульсий, получавшихся при аэролифте, тогда как, по данным американских авторов, в Америке применение аэролифта сопровождалось получением трудно разрушимых эмульсий.

В Америке имеется ряд патентованных систем газлифта, среди которых наибольшее распространение получил патент Лумис, применяемый на промыслах Торранс и Кет Кеньон в Калифорнии. Система Лумис характеризуется применением специального башмака, которым снабжаются компрессорные трубы, и периодической подачей газа в пространство между обсадными и компрессорными трубами.

При оценке газлифта как способа эксплуатации нефтяных скважин все же необходимо иметь в виду, что этот способ, вследствие сравнительно высокой стоимости скважино-суток эксплуатации, пригоден лишь для скважин высокой производительности.

 

Источник: Мартенс. Техническая энциклопедия. Том 4 - 1928 г.