Схема оборудования газлифтной скважины

Газлифтом называется способ эксплуатации нефтяных скважин, при котором подъем жидкости из пласта на поверхность осуществляется сжатым газом, нагнетаемым в колонну подъемных труб. При закачке газа в воздушную трубу нефть сначала полностью вытесняется в подъемную трубу, куда затем проникает закачиваемый газ. При смешивании его с нефтью плотность последней значительно уменьшается; чем больше вводить газа в подъемные трубы, тем меньше становится плотность жидкости в скважине и тем на большую высоту она поднимается.

Оборудование газлифтной скважины также можно разделить на подземное и наземное. Главные элементы подземного оборудования: воздушная и подъемная трубы. В отличие от вышеописанной классической схемы газлифта подъемную трубу в настоящее время оборудуют специальными пусковыми (газлифтными) клапанами, размещаемыми на ее внутренней стороне в расчетных точках. Благодаря этому при закачке газа в межтрубное пространство газлифт начинает работать, как только нефть будет оттеснена ниже уровня установки первого пускового клапана. После опускания уровня нефти в межтрубье ниже отметки второго пускового клапана газ начинает проникать в подъемную трубу и через него. Процесс последовательного срабатывания пусковых клапанов будет продолжаться до тех пор, пока весь столб жидкости в подъемной трубе не будет газирован.

Наземное оборудование представлено устьевой арматурой, обеспечивающей герметизацию устья скважин, подвеску подъемных НКТ, ввод рабочего агента в межтрубное пространство и направление газожидкостной смеси из скважины в выкидную линию. На Рис. 3 показана схема арматуры для однорядного подъемника.

На колонную головку 1 устанавливается крестовина 2, на которой через планшайбу 4 подвешиваются НКТ 3. При кольцевой системе рабочий агент из газораспределительной будки по выкидной линии 6 поступает в кольцевое пространство, при этом задвижки 5 и 9 открыты, а задвижки 7, 8 и 14 закрыты. Газожидкостная смесь поднимается по НКТ и через задвижку 9 и выкидную линию 10 направляется к групповым газосепараторным установкам. При эксплуатации скважины по центральной системе задвижки 7 и 8 открыты, а задвижки 5 и 9 закрыты. На крестовик 13 устанавливается буферная заглушка 11 с манометром 12. Когда необходимо проводить исследования и для этого спускать соответствующие приборы, тогда вместо буферной заглушки 11 устанавливается лубрикатор с роликом. Герметизация фланцевых соединений достигается за счет установки стальных овальных колец в овальные канавки фланцев и стягивания болтами.

1 — колонная головка; 2 — крестовина; 3 — НКТ; 4 — планшайба; 5 — задвижка; 6 — выкидная линия; 7 — задвижка; 8 — задвижка; 9 — задвижка; 10 — выкидная линия; 11 — буферная заглушка; 12 — манометр; 13 — крестовик; 14 — задвижка.

Рис. 3. Схема упрощенной арматуры для газлифтной эксплуатации скважин