Газлифт

Газлифт является одним из способов механизации добычи нефти. Источником

энергии для подъема жидкости из пласта является газ газлифтной КС под давлением 7–12

МПа. Система газлифтного газа является циркуляционной (см. схему на рис.2.10). Поток га-

за с ДНС поступает на вход КС под давлением сепарации нефти. Поток газа с КС – это по-

ток сжатого газа, который подается в добывающие скважины и далее возвращается на ДНС

вместе с дополнительно добытыми нефтью и газом.

К числу циркуляционных систем относится и система ППД, использующая в

качестве рабочего агента подтоварную воду, попутный нефтяной газ или их смесь.

Циркуляционные системы работают надежно, если границы по входу и выходу агента из

системы совпадают.

Рис. 2.10. Схема газлифта

Отличие системы газлифта от систем ППД заключается в схеме циркуляции.

В газлифтной системе газлифтный газ циркулирует по малому кругу: ДНС-ГКС-

добывающие скважины – ДНС. В системах ППД рабочие агенты циркулируют по боль-

шому кругу: ДНС-КС (или КНС) – нагнетательные скважины–нефтяной пласт–добывающие

скважины–ДНС.

Газ, полученный на установке сепарации нефти, подается на вход ГКС, разме-

щаемой по соседству с сепараторами первой ступени сепарации. Установка сепарации

нефти является источником газа для газлифтной КС. В компрессорной газ сжимается до

необходимого давления и по газопроводам распределяется по кустовым площадкам с до-

бывающими скважинами, оборудованными под газлифтную эксплуатацию. Для распре-

деления газа по скважинам на кустовой площадке предусматривается распределитель-

ная гребенка, оборудованная средствами контроля и регулирования.

Газлифтный газ подается к забою по отдельному пространству скважины. Там

он проходит через клапан и смешивается с жидкостью. Смесь жидкости и газа имеет

плотность ниже плотности жидкости. Облегченная таким образом смесь выдавливается

пластовым давлением к устью скважины и далее подается в нефтесборную сеть.

Рис. 2.11. Схема газлифтного комплекса с разомкнутым циклом циркуляции газа

Для совпадения границ входа и выхода газлифтного газа необходимо выде-

лить группу скважин, использующих газ одной КС и обеспечить передачу продукции

этих скважин на ДНС, являющуюся источником газа для данной КС.

Если группа скважин получает газ от газлифтной станции, а свою продукцию

направляет на другую площадку сепарации нефти, не связанную с КС, такая система имеет

разомкнутый цикл циркуляции газа, быстро разбалансируется и придет в неработоспо-

собное состояние.

На рис. 2.10 представлена схема газлифтной системы с замкнутым циклом цир-

куляции газа. На рис. 2.11 представлена схема газлифтного комплекса, обеспечивающего

газом добывающие скважины трех ДНС. Продукция скважин ДНС2 возвращает газ-

лифтный газ на вход компрессорной станции. Газ, полученный с продукцией скважин

ДНС1 и ДНС3, не возвращается на прием газлифтной КС. Этот газ уходит в систему ути-

лизации. Такая система имеет разомкнутый цикл циркуляции газа.

Как следует из анализа схемы, представленной на рис. 12, каждая ДНС имеет

локальную систему нефтесбора, не объединенную общей сетью. Газопроводы низкого

давления, транспортирующие газ в систему утилизации, работают раздельно или объеди-

няются в общую сеть, однако они не могут обеспечить передачу газа с ДНС1 и ДНС3 на

вход газлифтной КС из-за значительных перепадов давления. Таким образом, единствен-

ным источником газа для газлифтной КС остается собственная ДНС2, расположенная на

минимальном удалении от КС.

При обустройстве крупного месторождения на его площадке размещается

несколько ДНС. Каждая ДНС имеет свой фонд добывающих скважин. Если газлифтные

КС разместить на каждой ДНС, получится газлифтный комплекс, в составе которого ис-

пользуются только циркуляционные сбалансированные системы.

На Самотлорском месторождении при создании газлифтного комплекса был

нарушен принцип использования замкнутой циркуляции газа. Проектом предусматрива-

лось строительство нескольких газлифтных КС, которые должны были обеспечивать газ-

лифтным газом фонд скважин всего месторождения. Схема _______сбора газа на ДНС осталась

адресная, нефтесбор и газопроводы низкого давления не объединялись в общую сеть. Га-

зопроводы высокого давления после газлифтных КС объединялись в общую систему.

При этом был нарушен адресный возврат газлифтного газа к источнику питания КС.

Фактически оказалось, что КС, передавшая свой газ на скважины смежной

ДНС, не получала его обратно. В итоге газ, добываемый на смежной ДНС, сбрасывался

на факел вместе с газлифтным газом.

На начальном этапе разработки месторождения, когда обводненность нефти

была незначительной, не обнаружили вредного воздействия передачи газа на скважины

смежных ДНС. Недостаток такой схемы обнаружился на более поздней стадии разработ-

ки, когда при высокой обводненности потребовалось увеличить объем подачи газлифтно-

го газа. Однако замкнуть баланс в системе циркуляции на этом этапе было невозможно,

Рис. 2.11. Схема газлифтного комплекса с разомкнутым циклом циркуляции газа

Газ на

утилизацию

Нефть

ДНС3

ГКС

Газ на

утилизацию

Нефть

ДНС2

Газ на

утилизацию

Нефть

ДНС1

Кусты скважин ДНС1 Кусты скважин ДНС2 Кусты скважин ДНС3

- 34 -

так как при малой добыче газа некоторая его часть уходила на смежную площадку и

назад не возвращалась. С ростом обводненности нефти увеличивался поток добываемой

пластовой воды, поток нефти, а вместе с ним и поток нефтяного газа, уменьшался.

Наступил момент, когда расход газа на факел с ДНС стал равен нулю. При дальнейшем

увеличении обводненности образовался дефицит газа в системе циркуляции. Работа

газлифтной КС стала невозможной. Интересно отметить тот факт, что при наличии деба-

ланса газа на ДНС2, избыточный газ ДНС1 и ДНС3 сбрасывается на факел, вернуть его

на прием газлифтной КС невозможно из-за значительных гидравлических потерь в си-

стеме передачи. Расстояния между дожимными насосными станциями не позволяют

осуществить переброс газа без дополнительного компримирования на дожимных ком-

прессорных станциях. Если бы каждая КС работала с определенным фондом скважин,

подключенным к собственному пункту сепарации, период??? газлифтной? эксплуатации си-

стемы значительно увеличился.

Проблема замыкания баланса газлифтного газа на месторождении стала зна-

чительной школой для проектировщиков. Эта проблема была замечена и исследована за-

долго до ее проявления, однако изменение выполненной системы оказалось невозмож-

ным.

Система газлифтной эксплуатации скважин, использующая попутный нефтя-

ной газ в качестве рабочего агента, не является системой утилизации газа. Объемы газа,

добываемого на месторождении, равны объему сбрасываемого газа в систему утилиза-

ции.

Литература

1. ВНТП 3–85. Нормы технологического проектирования объектов сбо-

ра, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений. – М.,

1985. – 217 с.

2. ГОСТ Р 51858–2002. Нефть. Общие технические условия: Госстан-

дарт России. – М., 2002. – 8 с.

3. Закон РСФСР от 19 декабря 1991 г. № 2060-1 " Об охране окружаю-

щей природной среды".

4. ГОСТ 1756–200. Нефтепродукты. Определение давления насыщен-

ных паров / Межгосударственный совет по стандартизации, метрологии и сертифи-

кации. – Минск, 2001. – 16 с. (" Методика определения ДНП нефти").

5. Рабинович Е.З. Гидравлика. – М.: Недра, 1974. – 296 с.

6. СМ 53-80. Гидравлический расчет высоконапорных водоводов для

объектов поддержания пластового давления / Гипротюменнефтегаз. – Тюмень,

1980.