Достоинства газлифтного метода:

1. простота конструкции (в скважине нет насосов);
2. расположение технологического оборудования на поверхности (облегчает его наблюдение, ремонт), обеспечение возможности отбора из скважин больших объемов жидкости (до 1800 ÷1900 т/сут);
3. возможность эксплуатации нефтяных скважин при сильном обводнении и большом содержании песка, простота регулирования дебита скважин.
4. Недостатки газлифтного метода:

1)   большие капитальные  затраты;

          2)   низкий КПД; 

3) повышенный расход НКТ,  особенно при  применении двухрядных  подъемников; 

4)   быстрое увеличение  расхода энергии на подъем 1 т  нефти по мере снижения дебита  скважин с течением времени  эксплуатации.

В конечном счете, себестоимость  добычи 1 т нефти при газлифтном методе ниже за счет низких эксплуатационных расходов, поэтому он перспективен.

3.2.2. Оборудование  устья компрессорных скважин

Устье газлифтной скважины оборудуют  стандартной фонтанной арматурой, рабочее давление, которой должно соответствовать максимальному  ожидаемому на устье скважины. Арматуру до установки на скважину опрессовывают  в сборном виде на пробное давление, указанное в паспорте. После установки  на устье скважины ее опрессовывают  на давление, допустимое для опрессовки эксплуатационной колонны, при этом независимо от ожидаемого рабочего давления арматуру монтируют с полным комплектом шпилек и уплотнений. Под ее выкидными и нагнетательными линиями, расположенными на высоте, устанавливают надежные опоры, предотвращающие падение труб при ремонте, а также вибрацию от ударов струи.

Обвязка скважины и аппаратура, а также газопроводы, находящиеся  под давлением, должны отогреваться только паром  или горячей водой.

 

 

Рис. 3.9. Газлифтная установка ЛН:

1 - фонтанная арматура; 2 - скважинная камера; 3 - колонна насосно-компрессорных труб; 4 - газлифтный клапан; 5 - пакер; 6 - приемный клапан; 7 - ниппель приемного клапана

 

Пуск  газлифтных скважин (на примере двухрядного подъемника).

При нагнетании газа жидкость в межтрубном пространстве колонн НКТ  оттесняется вниз, а вытесняемая  перетекает в трубы малого диаметра из эксплуатационной колонны, в результате чего уровень в ней становится ниже статического. Поэтому давление на забое становиться выше пластового и часть жидкости поглощается пластом. На любой момент времени давление закачиваемого газа соответствует гидростатическому давлению столба жидкости высотой, равной разности уровней в трубах малого диаметра (или затрубном пространстве) и межтрубном пространстве.

По мере нагнетания газа увеличивается  разность уровней и возрастает давление заканчиваемого газа. На рис.3.8 приведена  кривая изменения давления нагнетательного  газа в зависимости от времени  при пуске скважины.

Давление закачиваемого  газа во время достижения уровня жидкости в межтрубном пространстве башмака  подъемных труб будет максимальным. Это давление называется пусковым - Р_пус. Как только начнется, излив газожидкостной смеси, давление на башмаке подъемных труб уменьшится. Среднее давление нагнетаемого газа при установившемся режиме газлифтной скважины называется рабочим Р_р (рис. 3.7).

Таким образом, запуск газлифтных скважин осуществляется продавкой газом из газораспределительного пункта (ГРП) или от передвижных компрессоров. Для снижения пускового давления в современных газлифтных установках применяют последовательное газирование  участков лифта через пусковые газлифтные клапаны (рис. 3.9)

3.2.3. Периодический  газлифт

Периодический газлифт  осуществляется путем прерывной  подачи агента в скважину, т.е. циклами.

 

Рис. 3.11. Устьевая часть  установки плунжерного газлифта(Ижевского  механического завода)

 

Для повышения эффективности  периодического газлифта может применяться плунжер – своеобразный поршень, движущийся в трубах одноразмерной колонны с минимальным зазором 1,5¸2,0 мм, чтобы уменьшить величину стекания жидкости по стенкам труб и отделяющий поднимаемый столб жидкости от газа. При ударе о верхний амортизатор, расположенный в плунжере, клапан автоматически открывается, и плунжер падает вниз. При ударе о нижний амортизатор происходит закрытие клапана, и плунжер готов к следующему циклу. Плунжерный лифт может работать также с периодической подкачкой газа в затрубное пространство.

Плунжерный лифт можно использовать также при  непрерывном газлифте и фонтанной  эксплуатации скважины. В других установках, например при эксплуатации скважин  гидропакерным автоматическим поршнем, последний не имеет проходного отверстия  и после перемещения к устью  скважины нагнетательным газом падает вниз после прекращения подачи газа. Зазор между поршнем и колонной НКТ – 2,5 – 4 мм. Дебит скважин  - 1÷20 т/сут.

Установки плунжерного  лифта (рис. 3.11) изготавливаются на Ижевском механическом заводе (диаметр плунжера 58,5 мм, глубина спуска 4000 м), осваиваются  на Томском электромеханическом  заводе им. В.В. Вахрушева.

В настоящее время  распространение установок периодического газлифта невелико.

3.3. НАСОСНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН

Наиболее распространённый способ добычи нефти - с помощью глубинных  насосов - штанговых и бесштанговых.

3.3.1. Штанговые скважинные  насосные установки (ШСНУ)

Две трети фонда (66%) действующих  скважин стран СНГ (примерно 16,3% всего  объема добычи нефти) эксплуатируются  ШСНУ. Дебит скважин составляет от десятков килограммов в сутки  до нескольких тонн. Насосы спускают на глубину от нескольких десятков метров до 3000 м., а в отдельных скважинах  на 3200 ¸ 3400 м.

Рис. 3.12. Схема установки  штангового скважинного насоса

ШСНУ включает:

1. Наземное оборудование: станок-качалка (СК), оборудование  устья.

2. Подземное оборудование: насосно-компрессорные трубы (НКТ), насос-ные штанги (НШ), штанговый   скважинный насос (ШСН) и различные  защитные устройства, улучшающие  работу установки в осложненных  условиях.

Отличительная особенность  ШСНУ обстоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством  колонны штанг (рис. 3.12).

Штанговая глубинная насосная установка (рис. 3.12) состоит из скважинного  насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4 насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка-качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1.

3.3.2. Штанговые скважинные  насосы 

ШСН обеспечивают откачку  из скважин жидкости, обводненностью до 99% , абсолютной вязкостью до 100 мПа·с, содержанием твердых механических примесей до 0,5%, свободного газа на приеме до 25%, объемным содержанием сероводорода до 0,1%, минерализацией воды до 10 г/л  и температурой до 130⁰С.

По способу крепления  к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и невставные (НСН) скважинные насосы (рис. 3.13, 3.14). У невставных (трубных) насосов цилиндр с седлом всасывающего клапана опускают в скважину на НКТ. Плунжер с нагнетательным и всасывающим  клапаном опускают в скважину на штангах  и вводят внутрь цилиндра. Плунжер  с помощью специального штока  соединен  с шариком всасывающего клапана. Недостаток НСН - сложность  его сборки в скважине, сложность  и длительность извлечения насоса на поверхность для устранения какой-либо неисправности. Вставные насосы целиком  собирают на поверхности земли и  опускают в скважину внутрь НКТ на штангах. НСВ  состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и  замковой опоры цилиндра.