Принцип работы газлифтной скважины заключается в следующем.
После спуска скважинного оборудования, монтажа устьевой арматуры и посадки пакера, а также замены глухих пробок на газлифтные клапаны в скважинных камерах в затрубное пространство скважины нагнетается газ через отвод трубной головки устьевого оборудования. Под давлением нагнетаемого газа и гидростатического столба жидкости в скважине все газлифтные клапаны открываются и жидкость протекает из затрубного пространства в подъемные трубы.
Уровень жидкости в затрубном пространстве понижается. При обнажении первого клапана нагнетаемый газ поступает в подъемные трубы и выбрасывает столб жидкости выше клапана. Давление в подъемных трубах на глубине установки верхнего клапана уменьшается и жидкость из затрубного пространства продолжает перетекать через нижние клапаны в подъемные трубы. Уровень жидкости в затрубном пространстве понижается и обнажает второй клапан, установленный в скважинной камере. Так как давление закрытия первого клапана меньше давления открытия второго, первый клапан закрывается.
Нагнетаемый газ начинает поступать в подъемные трубы через второй клапан. Столб жидкости выше второго клапан газируется и выносится на поверхность. Давление в подъемных трубах на глубине расположения второго клапана уменьшается, что приводит к дальнейшему перетоку жидкости из затрубного пространства в подъемные трубы через последующие клапаны. Уровень жидкости в затрубном пространстве понижается и достигает третьего клапана. Нагнетаемый газ начинает поступать в подъемные трубы через третий клапан. Уровень жидкости в затрубном пространстве продолжает понижаться и в момент обнажения третьего клапана закрывается второй. Процесс продолжается до вступления в работу нижнего рабочего клапана, когда газ поступает в подъемные трубы через рабочий нижний клапан, а все вышерасположенные клапаны закрыты. Работа скважины после запуска осуществляется в технологическом режиме через нижний рабочий клапан.
Для добычи нефти газлифтным способом из одного продуктивного пласта отечественной промышленностью выпускается газлифтное оборудование обозначениями Л, ЛН, ЛНТ (для непрерывного газлифта) и ЛНП (для периодического газлифта). Оборудование газлифтных установок имеет съемные газлифтные клапаны, устанавливаемые эксцентрично в специальных карманах, чем обеспечивается сохранение центрального проходного сечения подъемных труб. Это позволяет проводить замену клапанов в скважине без подъема труб, используя специальную троссовую технику.
Газлифтный способ добычи нефти позволяет эффективно эксплуатировать наклонно-направленные скважины с высокой температурой, с большим содержанием газа, песка, воды в продукции скважины.
Для обустройства газлифтных скважин применяют насосно-компрессорные трубы следующих диаметров: в однорядном подъемнике от 48 до 89 мм и иногда 114 мм, в двухрядном подъемнике для наружного ряда трубы диаметром 73, 89, 102, 114 мм, а для внутреннего ряда - 48, 60, 73 мм. Для замены скважинных камер и колонн подъемных труб используются подъемные установки или агрегаты подземного ремонта скважин, оборудованные вышкой и талевой оснасткой.
Наземное оборудование для эксплуатации газлифтных скважин отличается большой металлоемкостью за счет необходимости прокладки дополнительных наземных трубопроводов к каждой скважине, а также сложностью и громоздкостью технологического оборудования.
Состав наземного технологического оборудования зависит от источника поступления газа. Различают компрессорный и бескомпрессорный газлифт.
При компрессорном газлифте в качестве рабочего агента используется попутный нефтяной газ, поступающий вместе с продукцией нефтяных скважин. Этот газ, предварительно очищенный от механических примесей и воды, посредством компрессоров под высоким давлением нагнетается в нефтяные скважины.
При бескомпрессорном газлифте в качестве рабочего агента используется газ высокого давления, добываемый и; газовых скважин. Применение данного вида возможно только при наличии месторождений природного газа в непосредственной близости от нефтяных месторождений.
Наиболее рациональная технологическая схема газлифтной эксплуатации - замкнутый газлифтный цикл, в виде комбинации компрессорного и бескомпрессорного газ лифта на рис.13. При этом нагнетаемый в скважины нефтяной газ многократно используется для подъема нефти и: скважин.
Газ высокого давления из газовой скважины 1 направляется в сепаратор 2, откуда поступает в трубопровод, смешивается с газом высокого давления из компрессорной станции 3 и подается в теплообменник 12. Из теплообменника газ высокого давления поступает в газораспределительную батарею 10, которая обеспечивает его распре деление на каждую нефтяную скважину с заданным расходом и давлением.
Газ высокого давления, нагнетаемый в нефтяную скважину через газлифтные клапаны 8, обеспечивает подъем продукции скважины в виде газонефтяной смеси в приемный трубопровод и далее сепаратор 6. В сепараторе происходит отделение газа от нефти. Нефть из нижней части сепаратора поступает в приемный нефтяной коллектор, а газ под низким давлением из верхней части сепаратора 6 поступает в газоочиститель 5. Газ низкого давления, очищенный от механических примесей, воды и других примесей, поступает в компрессорную станцию 3. Из компрессорной станции газ высокого давления вновь направляется по технологической цепочке в нефтяную скважину и цикл повторяется.
Рис. 13. Схема замкнутого газлифтного цикла
1,9-пакеры, 2,6-сепараторы, 3-компрессорная станция, 4,7,11-регулирующие устройства, 5-газоочиститель, 8-газлифтные клапаны, 10-газораспределительная батарея, 12- теплообменник