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 ПЃсм = ПЃж * (1-Оµ) + ПЃг*Оµ. Оµ - 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. ПЃж, ПЃг и ПЃсм - 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..