Галузь застосуваня газліфта – високодебітні свердловини з невеликим вибійним тиском, свердловини з високим газовим фактором та вибійними тисками нижче тиску насичення, пісочні свердловини, а також свердловини у важкодоступних умовах. Газліфтний спосіб ефективний при експлуатації викривлених свердловин, розробці багатопластових родовищ.

Переваги газліфтного способу порівнянно з іншими, особливо механізованими способами експлуатації, такі:

висока техніко – економічна ефективність;

відсутність підйомних механізмів і деталей, які трутся;

великий міжремонтний період;

простота обслуговування свердловин і регулювання роботи, боротьби з корозією і відкладами парафіну і солей, автоматизація та зміни режимів;

можливість проведення широкого комплексу досліднецьких робіт;

централізоване дозування різних добавок у свердловину;

використання енергії пластового газу;

відсутність негативного впливу пластового газу, високих вибійних температур;

надійність наземного обладнання тощо.

Разом з тим газліфтний спосіб, особливо компресорний газліфт, має серйозні недоліки:

низький ККД усієї газліфтної системи, яка містить компресорну станцію, газопроводи та свердловини;

великі капітальні вкладення на будівництво компресорної станції та газопроводів;

великі енергитичні витрати на стискання газу

порівнянно високі експлуатаційні витрати на обслуговування коспресорної станції;

порівнянно низький ККД (0.09 .... 0,16) порівнянно з насосним способом (0,25 ... 0,3 для відцентрових, і 0,25 – для штангових насосів).

Газліфт можна застососвувати тільки за наявності достатньої кількості вуглеводневого газу. Тому через названі недоліки газліфта виконують техніко – економічне порівняння газліфтного та насоного способу експлуатації і вибирай най ефективнішний з них.

Конструкція та системи газліфтних підйомників. Конструкція будь – якого газліфтного підйомника має забезпечувати в свердловині наявність двох каналів: для закачування газу та підняття газорідинної суміші на поверхню. Такі канали можуть бути створенні або двома паралельними (ліфт Поле), або концентрично розміщенами (ліфт Саундерса) рядами труб. Через складність спуску в свердловину на великі глибини двох паралельних рядів труб ліфт Поле не набув поширення.

Залежно від кількості рядів труб, концентрично розміщених у свердловині, розрізняють конструкції дво-, півтора- , та однорядних підйомників. У перших двох підйомниках зовнішній ряд труб спускають до інтервалу перфорації, що забезпечує поліпшення умов винесення з вибою завдяки збільшення швидкості потоку, у тому числі підкачуванням рідини в затрубний простір між першим (зовнішнім) рядом НКТ і експлуатаційною колоною. Проте через великі металоміскість, вартість, ускладнення процесу збільшення глибини спуску підйомних труб (внутрішніх) і потребу попередньої зміни підвищення зовнішнього ряду труб півторарядного підйомника та наявності можливості забезпечення умов винесення піску іншими шляхами дво- та півторарядні підйомники не застосовуються. Їх використання виправдане тільки як вимушений захід, коли відсутня герметичність експлуатаційної колони.

У наш час застосовують однорядні підйомники. Він є менш металомістким і найдешевшим, забезпечує можливість вільної зміни діаметра та довжини підйомних труб, причому діаметр може бути вже істотно більшим. Для забезпечення умов винесення піску з вибою свердловини труби спускають до вибою, а газ вводять вище на необхідні глибині через робочий газліфтний клапан (або іноді через 2 ... 4 отвори діаметром 5 ... 8 мм у робочій муфті). Робоча муфта або клапан при проходженні газу створюють постійний перепад тиску 0,1 ... 0,15 МПа який утримує рівень рідини нижче точки введення газу на 10 ... 15 м і забезпечує тим самим рівномірне надходження газу у підйомні труби.

Залежно від напрямку подавання газу розрізняють кільцеву і центральну систему підйомників. При кільцевій системі газ закачують у кільцевий (затрубний або міжтрубний) простір, а при центральній у центральні труби.

На практиці газліфтні сверждловини в основному працюють за кільцевою схемою, оскільки оптимальні умови ліфтування досягаються звичайно при малих площах прохідних перерізів труб.

При центральній системі пісок розїдає зєднання муфт на тубах, через що можливе їх обривання, а при видобуванні парафіністої нафти, утруднюється періодичне видалення відкладів парафіну зі стінок кільцевого простору, що обмежує застосування центральної системи підйомника.

Обладнання газліфтних свердловин аналогічне обладнанню фонтанних. На гирлі встановлюють спрощену фонтанну арматуру, обязка якої дає змогу подавати газ у затрубний простір і НКТ.

Для зменшення пускових тисків вздовж колони НКТ встановлюють пускові клапани (або отвори). Ефективність роботи газліфтної установки тим вища, чим менша відносна швидкість газу або чим вища дисперсність газу у рідині. Для потріблення газової фази використовують диспергатори. Використання диспергаторів зменшує питому витрату газу на 35 %.

6 ЗАДАЧА № 3

Розрахувати пусковий тиск для однорядного газліфтного підйомника кільцевої і центальної системи. Порівняти ці тиски. Відомо:

Варіант № 6

Параметр | Позначення | Розмірність | Значення

Умовний діаметр НКТ | dум | мм | 48

Умовний діаметр експлуатаційної колони | Dум | мм | 127

Глибина спусу НКТ | L | м | 1860

Глибина свердловини | H | м | 2260

Пластовий тиск | Pпл | МПа | 15,6

Свердловина заповнена водою, густина води (приймемо) | в | кг/м3 | 1000

Рішення:

Діаметри труб:

НКТ: dум = 48 мм; dз = 48,3 мм; dвн = 40,3 мм; = 4 мм

ЕК.: Dум = 127 мм; Dз = 127 мм; Dвн = 114,2 мм; = 6,4 мм

Кільцева система подачі газу - газ подають по кільцевому просторі між НКТ та ЕК. Центарльна система подачі газу – газ подають по НКТ.

Коефіцієнт поглинання приймаємо рівним погл = 0, в такому випадку буде визначено максимальни пусковий тиск.

Протитиск при пуску свердловини приймемо рівним атмосферному, викідна лінія свердловини підключена на факел.

P2 = Pат 0,1 МПа

Статичний рівень рідини (води) в