УСТРОЙСТВО ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАНИЕ, ИСПОЛЬЗУЕМОЕ ПРИ ГАЗЛИФТЕ

Газлифт, как способ подъёма жидкости из скважины за счёт энергии сжатого газа, имеет давнюю историю: он впервые был применён в Венгрии при осушении затопленной шахты ещё в конце XVIII века, а для добычи нефти используется с 1864 года в США и с 1897 года в России по предложению выдающегося инженера В.Г. Шухова . Несмотря на появление новых технологий, этот метод остаётся востребованным в нефтегазовой отрасли благодаря своей надёжности и способности обеспечивать добычу в самых разных условиях. 

Актуальность темы обусловлена необходимостью систематизировать знания об устройстве газлифтных скважин и оборудовании, используемом при газлифте, что особенно важно для студентов и молодых специалистов, начинающих работу в отрасли.

Цель работы — дать комплексное представление о конструкции газлифтных скважин, классификации способов газлифта и составе оборудования, обеспечивающего этот процесс, а также выявить основные преимущества и недостатки газлифтного способа по сравнению с альтернативными методами добычи.

Принцип работы газлифтной скважины основан на снижении плотности столба жидкости в подъёмных трубах за счёт введения в него сжатого газа. Внутрь скважины, перекрытой обсадной колонной, под уровень жидкости опускают насосно-компрессорные трубы (НКТ) на определённую величину погружения — так называемый подъёмник или лифт . В кольцевой зазор между обсадной колонной и подъёмником подаётся рабочий агент — сжатый газ. Жидкость, находящаяся в этом зазоре, вытесняется в подъёмник, уровень её в трубах растёт. Как только газ достигает башмака подъёмника, он поступает в трубы, смешивается с жидкостью, и в результате образуется газожидкостная смесь, плотность которой значительно меньше плотности исходной нефти. Это приводит к снижению гидростатического давления на забой, и пластовая жидкость начинает поступать в скважину, выносясь на поверхность потоком газа. В качестве рабочего агента может использоваться как природный газ из газовых залежей, так и попутный нефтяной газ.

Классификация газлифтных систем осуществляется по нескольким признакам. Прежде всего, по источнику энергии рабочего агента различают компрессорный и бескомпрессорный газлифт. Компрессорный газлифт предполагает использование попутного газа, сжатого с помощью компрессорных станций до давления 4–10 МПа. Этот способ требует строительства компрессорной станции, что увеличивает капитальные затраты, но обеспечивает гибкость в управлении процессом добычи. Бескомпрессорный газлифт, напротив, использует газ из газовых залежей, поступающий под естественным высоким давлением, или газ из газовой шапки нефтяного месторождения. Такой подход экономически выгоднее, но применим только при наличии источника газа с достаточным давлением. По времени подачи рабочего агента выделяют непрерывный и периодический газлифт. Непрерывный газлифт используется на скважинах с высокой продуктивностью, где требуется постоянный отбор жидкости. Периодический газлифт применяется на малодебитных скважинах, где продукция накапливается в скважине, а затем периодически выталкивается на поверхность.

Устройство газлифтной скважины предполагает наличие как скважинного, так и поверхностного оборудования. Основными элементами скважинного оборудования являются колонна насосно-компрессорных труб, которая может быть однорядной или двухрядной, и газлифтные клапаны. В однорядных подъёмниках газ подаётся по затрубному пространству (кольцевому зазору между НКТ и обсадной колонной), а газожидкостная смесь поднимается по трубам. В двухрядных системах используются две концентрические колонны труб разного диаметра: газ подаётся по межтрубному пространству, а подъём осуществляется по внутренней колонне. Двухрядные системы применялись ранее для борьбы с выносом песка, но сегодня чаще используются однорядные конструкции как более простые и технологичные.

Газлифтные клапаны являются ключевым элементом газлифтной системы, обеспечивающим регулирование подачи газа по глубине скважины и запуск скважины после остановки. Клапаны устанавливаются в специальные эксцентричные камеры (мандрели), размещённые на колонне НКТ на расчётных глубинах. Это позволяет извлекать и заменять клапаны с помощью канатной техники без подъёма всей колонны труб, что существенно упрощает обслуживание скважин. По принципу управления клапаны делятся на три основные группы: управляемые давлением газа в кольцевом пространстве; управляемые давлением жидкости или газожидкостной смеси в колонне НКТ; дифференциальные клапаны, реагирующие на перепад давления между кольцевым и трубным пространствами. По конструктивному исполнению различают пружинные, сильфонные и комбинированные клапаны. Наиболее распространены сильфонные клапаны, где упругим элементом выступает сильфон — герметичная гофрированная металлическая мембрана, заполненная газом (обычно азотом) под определённым давлением. Процесс пуска газлифтной скважины предусматривает поэтапное вступление в работу нескольких пусковых клапанов: газ, нагнетаемый в затрубное пространство, вытесняет жидкость до первого клапана, после его открытия происходит аэрация столба жидкости, и процесс последовательно распространяется на нижележащие клапаны, пока в работу не вступит нижний рабочий клапан, обеспечивающий установившийся режим.

Для обслуживания клапанов в мандрелях используется специальная канатная техника, включающая устьевой лубрикатор, гидравлическую лебёдку и экстрактор. Устьевой лубрикатор — это герметичное устройство, устанавливаемое на фланец буферной задвижки газлифтной арматуры, которое позволяет спускать и поднимать инструменты в скважину под давлением. Экстрактор, спускаемый на стальной проволоке (канате), обеспечивает захват и освобождение клапана в посадочном кармане мандрели, а гидравлическая лебёдка управляет перемещением инструмента.

Поверхностное оборудование газлифтных скважин включает газлифтную арматуру, системы подготовки и распределения газа, а также сепарационное оборудование. Газлифтная арматура, устанавливаемая на устье скважины, обеспечивает герметизацию, подвеску НКТ, возможность полного закрытия скважины, регулирование режима работы и закачку ингибиторов коррозии. Часто используется фонтанная арматура, оставшаяся после фонтанного периода эксплуатации. Специализированная газлифтная арматура имеет систему обозначений, в которой указывается назначение (для непрерывного или периодического газлифта, для наклонных скважин) и диаметр НКТ. В зависимости от схемы газлифтной эксплуатации на кусте скважин устанавливается различный состав технологического оборудования, включая нефтегазовые сепараторы, автоматизированные и ручные газораспределительные гребёнки, пункты контроля и управления, а также компрессорные станции.

Таблица 1.

Состав технологического оборудования для различных схем газлифтной эксплуатации

Газлифтный способ имеет ряд преимуществ перед насосной добычей. Во-первых, он позволяет эксплуатировать высокодебитные скважины, где использование насосов может быть затруднено. Во-вторых, скважинное оборудование относительно простое, отсутствуют движущиеся части в самом подъёмнике, что повышает надёжность и снижает риск аварий. В-третьих, газлифт обеспечивает лёгкое регулирование режима работы — изменение подачи газа позволяет оперативно реагировать на изменение пластовых условий. Однако существуют и недостатки. Главный из них — низкий КПД процесса подъёма, что приводит к высоким удельным затратам энергии на подъём единицы продукции. Кроме того, при компрессорном газлифте требуются значительные капитальные вложения в строительство компрессорных станций и системы газоснабжения. При использовании воздуха в качестве рабочего агента (эрлифт) возникает риск образования взрывоопасных смесей и коррозии оборудования, поэтому для нефти предпочтителен углеводородный газ.

Таким образом, газлифт остаётся эффективным и востребованным способом механизированной добычи нефти, особенно на месторождениях с высокими дебитами и наличием попутного газа. Понимание устройства газлифтных скважин и принципов работы газлифтного оборудования является фундаментом для грамотного проектирования системы разработки и эксплуатации скважин. Дальнейшее развитие газлифтных технологий связано с совершенствованием конструкций клапанов, повышением чувствительности регулирующих элементов и внедрением автоматизированных систем управления режимом закачки газа.