Системи, конструкції та обладнання газліфтних свердловин
При газліфтній експлуатації пластову енергію, що надходить у свердловину, доповнюють закачуванням газу в свердловину з поверхні, тобто здійснюють штучне фонтанування, яке називають газліфтним підйомом, а спосіб експлуатації - газліфтним. Умова роботи газліфта записується:
Gеф + Rозак ≥Rо , (11.1)
де Gеф — ефективний газовий фактор, м3/м3; Rозак — питома витрата закачуваного газу (віднесена до витрати рідини), м3/м3; R0 — необхідна питома витрата газу, м3/м3.
При закачуванні повітря чи вуглеводневого газу відповідно розрізняють ерліфт чи газліфт, а якщо газ подають компресором — компресорний газліфт (інколи компресорний спосіб експлуатації). При безкомпресорному газліфті природний газ виходить під власним тиском із газових родовищ. Різновидом його є внутрішньосвердловинний безкомпресорний газліфт, коли перепуск газу здійснюється із газового покладу безпосередньо у нафтовій свердловині.
Область застосування газліфта — високодебітні свердловини з великими вибійними тисками, свердловини з високими газовими факторами і вибійними тисками нижче тиску насичення, пісочні свердловини, викривлені свердловини, а також свердловини у важкодо-ступних умовах (наприклад, затоплюваність, паводки, болота, відсутність доріг і т.д.). Газліфт можна застосовувати тільки при наявності достатньої кількості закачуваного газу.
Якщо на родовищі була організована газліфтна експлуатація, але дебіти і вибійні тиски зменшились, то переводять роботу свердловини з безперервного на періодичний газліфт (газ закачують періодично). І.Г. Белов рекомендує такий перевід при загальній питомій витраті газу не менше 200 м3/м3 на 1000 м глибини спуску 73—мм підйомних труб і дебіті менше 50 т/доб.
Залежно від числа рядів труб, концентричне розміщених у свердловині розрізняють конструкції дво-, півтора - та однорядних підйомників (рис. 11.1), а залежно від скерування подачі газу - кільцеву (газ подають у кільце - затрубний чи міжтрубний простори) та центральну (газ подають у центральні труби) системи підйомників.
На гирлі газліфтних свердловин встановлюють спрощену фонтанну арматуру або комплектну газліфтну установку для безперервного газліфта типу Л і для похило спрямованих свердловин типу ЛН, ЛНТ, а для періодичного газліфта - типу ЛНП, причому установка ЛНТ призначена для відбору рідини із високопродуктивних свердловин по затрубному простору [4].
Умовні позначення установок: Л, ЛН, ЛНТ, ЛНП — тип газліфтної установки; перше число після букв — умовний діаметр ліфтової колони НКТ, мм; букви А, Б, В - умовий зовнішній діаметр газліфтного клапана, який дорівнює відповідно 38, 25 і 20мм; наступне двозначне число — допустимий перепад тиску на свердловинне обладнання, МПа; останнє тризначне число — максимальний діаметр пакера, мм; К — виконання за корозійною стійкістю (аналогічно до фонтанних арматур). Наприклад, ЛН- 73Б-35 -112К2, ЛНТ-73Б-35.
Установка типу Л включає свердловинне обладнання, яке складається із свердловинних камер типу К, газліфтних клапанів типу Г, пакера ПН-ЯГМ і прийомного клапана. В установках типу ЛН використовують свердловинні камери типу КТ або КТ1, які разом з
Рис. 11.1. Газліфтні підйомники:
а,6, в - відповідно дво-, півтора- і однорядний підйомники кільцевої системи; г-однорядний підйомник центральної системи
вілхилювачами типу ОК чи ОКС забезпечують надійну посадку газліфтних клапанів комплектом канатної техніки, а також пакер типу 2ПД-ЗГ з гідравлічним ущільненням і ніпелем. У комплекті установок типу ЛНТ використовують свердловинні камери типу КТ1Н, газліфтні клапани типу ЗГ, прийомний клапан типу КПП і посадочний ніпель. Установки типу ЛНП на відміну від установок типу ЛН включають тільки свердловинні камери типу КТ1, газліфтні клапани типу 5Г, роз'єднувач колони типу 4РК, пакер типу 2ПД-ЗГ, прийомний клапан КПП1 з ніпелем і перевідник. Гир лове обладнання представлене фонтанною арматурою.
Умовні позначення газліфтних клапанів: Г - газліфтний клапан сильфонного типу; цифра перед буквою Г - номер моделі; перші цифри за буквою Г - умовний діаметр клапана, мм; наступні дві цифри - робочий тиск, МПа; Р - робочий газліфтний клапан (без букви Р -пусковий).Наприклад, 2ГР-25-21; 5Г-25-35; 2ГР-25-35К2; Г-38-21.
Технічні характеристики основного газліфтного обладнання наведені у табл. 11.1 - 11.3.
Таблиця 11.1.
| Показник газліфтних установок | ЛН-60В-21 | ЛН;73Б-21 | ЛН-73Б-35 | ЛН-89Б-21 | ЛН-89Б-35 | ЛН-73В-60Б-35 | ЛН-89Б-73Б-35 | ЛНТ-73Б-35 | ЛНП-60Б-21 | ЛНП-60Б-35 | ЛНП-73Б-21 | ЛНП-73Б-35 |
| Умовний діа-метр НКТ, мм | 73x60 | 89x73 | ||||||||||
| Умовний діаметр експлуатаційної колони, мм | 146; | 146; | 146; 168; | 168x | 168x | 146; | 140; | 140; | 146; | 146; | ||
| 168x | 146; | 146; | 168; | |||||||||
| Робочий тиск, | ||||||||||||
| МПа | ||||||||||||
| Температура свердловинного середовища, °С | 100; 120 | |||||||||||
| Глибина спуску, м |
Продовження табл. 11.1
| Показник газліфтних установок | ЛН-60Б-21 | ЛН-73Б-21 | ЛН-73Б-235 | ЛН-89Б-21 | ЛН-89Б-35 | ЛН-73Б-60Б-35 | ЛН-89Б-73Б-35 | ЛНТ-73Б-35 | ЛНП-60Б-21 | ЛНП-60Б-35 | ЛНП-73Б-21 | ЛНП-73Б-35 |
| Діаметр пакера, | 118; | 118; | 118; | 136; | 136; | 112; | 112; | 97; | 112; | 112; | 122; | 118; |
| мм | 122; | 122; | 122; | 140; | 140; | 118; | 118; | 118; | 118; | 136; | 122; | |
| 136; | 136; | 136; | 122; | 122; | 140; | 136; | ||||||
| 140; | 140; | 140; | 136; | 136; | 145; | 140; | ||||||
| 145; | 140; | 140; | ||||||||||
| 145, |
Для внутрішньосвердловинного газліфта розроблені установки УВЛ і УШІГ, причому установка УВЛ Г забезпечує також одночасний роздільний відбір газу (табл. 11.4). Вони включають пакери ПН-ЯГМ та ПД-ЯГМ (або 1ПД-ЯГ з якорем ЯГ-1), вибійний пристрій прямої або перехресної течії з дроселем і золотником.телескопічне з'єднання та циркуляційні клапани.
Таблиця 11.2.
| Параметр газліфтних клапанів | 2Г-25-21 | 2ГР-25-21 | ЗГ-25-35 | ЗГ-25-35 | 2Г-25-35К2 | 2ГР-25-35К2 | Г-38-2 | ГР-3821 |
| Умовний діаметр, мм | ||||||||
| Робочий тиск, МПа | ||||||||
| Максимальний тиск зарядки сильфона, МПа | 12,5 | 12,5 | 12,5 | 12,5 | ||||
| Діаметр прохідних отворів, мм | 5; 6,5; 8; 9,5 | 5; 6,5 | 5; 6,5; 8; 9,5 | 5; 6,5; 8; 9,5 | 5; 6,5; 8; 9,5 | 5; 6,5; | 5; 6,5; 8; 9,5 | 5; 6,5; 8; 9,5 |
| Ефективна площа сильфона, см | 2,34 | 2,34 | 2,3 | 2,3 | 2,3 | 2,3 | 4,1 | 4,1 |
| Максимальна довжина | 4,5 | 4,5 | 4,5 | 4,5 | 4,5 | 4,5 | ||
| штока, мм |
Примітка. Температура свердловинного середовыща 100«С.
Таблиця 11.3
| Параметри свердловинних газліфтних камер | КТ-73-Б | КТ-НКТ-102Б-35 | КТ-НКМ-102Б-35 | КТ1-60Б-21 | КТ1-73-Б21 | КТ1-89Б | КТ1-73Б/57-35K2 | KT1-HKM-73Б/57-35К2 | КТ1Н-73Б-35 |
| Умовний діаметр приєднувальної різьби, мм | HKM-102 | HKM-73 |
Продовження табл. 13.3
| Параметри свердловинних газліфтних камер | КТ-73-Б | КТ-НКТ-102В-35 | КТ-НКМ-102Б-35 | КТ1-60Б-21 | КТ1-73-Б21 | КТ1-89Б | КТ1-73Б/57-35К2 | КТ1-НКМ-73Б/57-35К2 | КТШ-73Б-35 |
| Умовний діаметр експлуатаційної колони, мм | 140: 146; 168 | 168; 178 | 168; 178 | 146; 168 | 146; | 146; | 146; 168 | 146; 168 | |
| Умовний діаметр | |||||||||
| прохідного отвору | |||||||||
| камери, мм | |||||||||
| Робочий тиск, МПа | 21; 35:50; 70 | ||||||||
| Робоча температура, °С | 100; 200 |
В основному використовується групова система газорозподілу - газ подається від компресорної станції через декілька блочних розподільних батарей ГРБ-14 (підключають 14 газліфтних свердловин),які встановлюють на газорозподільчих пунктах. На кожній газовій лінії монтують голчастий регулювальний вентиль (штуцер) і вимірювальну шайбу (діафрагму),а іноді замість штуцера регулятор тиску "після себе".