Газлифт

Газлифт, установка для подъема нефти из буровой скважины на дневную поверхность посредством нагнетания в скважину сжатого нефтяного газа. Для этого в скважину опускают т. н. компрессорные трубы, в которые компрессором нагнетается нефтяной газ. На определенной глубине газ поступает в подъемные трубы, не доходящие до забоя скважины. Действие Г. основано на том же принципе, как и действие аэролифта (смотрите). Преимущество Г. перед аэролифтом в данном случае состоит гл. обр. в том, что растворимость нефтяного газа в нефти приблизительно в четыре раза больше, чем воздуха, вследствие чего производительность работы значительно повышается.

Нефтяной газ при применении Г. не улетучивается, а почти целиком м. б. вновь использован для работы. Это достигается при

помощи так называемым замкнутого газового цикла, идея которого у нас была впервые предложена в 1914 году проф). Μ. М. Тихвинским, а осуществлена на практике в одной из скважин в.Сураханах (Баку) в 1924 году. Схема этой установки (фигура 1) состоит в следующем.

Смесь газа и жидкости поступает из скважины А в трап В, в к-ром происходит отделение газа от жидкости. Жидкость удаляется из трапа через сифон С, расположенный в нижней его части, а жирный (мокрый) газ, насыщенный легкими углеводородами нефти, из верхней части трапа поступает в газо очистители Ό (числом три), в которых, благодаря зигзагообразному пути своего движения (газ входит в газоочистители в нижней их части, а уходит из верхней), освобождается от увлеченных им частиц жидкости, выпускаемой в амбар через выкидные задвткки внизу газоочистителей. Для окончательного освобождения от примеси жидкости газ из последнего газоочистителя поступает в газоосушитель Е, заполненный в нижней части, примерно на ¹/₃ его высоты, голышем, вначале крупным, а затем более мелким, поверх которого располагается слой металлич. стружек. Газоосушитель снабжен предохранительным клапаном F, выпускающим избыток газа в аккумулятор В при увеличении давления внутри газоосушителя на 0,3 atm против рабочего давления в системе. По достижении в аккумуляторе давления, превышающего требуемое режимом скважины, избыток газа откачивается эксгаустером в газовую магистраль и используется для других надобностей (отопление). Из газоосушителя газ поступает в цилиндр 6 низкого давления компрессора, в к-ром сжимается до 4 atm, после чего направляется в холодильник IIдля охлаждения и выделения из него конденсата бензина, а затем в трап I. В трапе происходит отделение сконденсировавшегося бензина, поступающего затем в бак К, а газ направляется в цилиндр L высокого давления компрессора. Здесь газ еще раз сжимается, но уже до 12—15 atm, после чего направляется в холодильник М, а затем в трап N, в котором происходит окончательное отделение газа от бензина. Из трапа N бензин направляется в бак О, а газ, теперь уже сухой, в скважину А, где он нагнетается в компрессорные трубы и вновь совершает работу по подъему нефти из скважины. Необходимый в начале процесса для пуска в ход компрессора газ поступает в цилиндр низкого давления из газовой магистрали по дополнительной линии В, снабженной редукционным клапаном S, регулирующим подачу газа в компрессор. Таким же образом пополняется количество газа в системе Г., если выделяющегося из скважин газа недостаточно для работы Г.

В Америке патент Г. был взят Ф. Джонсом еще в 1914 г., но широкое распространение Г. получил лишь в последи, годы, когда выявились затруднения при эксгшоата-ции глубоких скважин с значительным дебитом. В таких скважинах давление газа в нефтеносном пласте хотя еще и велико, но уже недостаточно для фонтанирования, а потенциальный дебит скважин превышает количество нефти, могущее быть полученным из них при помощи глубоких насосов даже наиболее совершенных конструкций.

Одна из интересных установок газлифта действует на промыслах Юнион Ойль К" в Калифорнии; она несколько отличается от описанного цикла проф. Тихвинского. В этой установке, обслуживающей одновременно несколько скважин (фигура 2), жирный газ по выходе из трапа, в к-ром он отделяется от нефти, проходит через систему газопроводов к компрессорной станции низкого давления. Эта станция нагнетает мокрый газ на абсорбционную установку, где от пего отделяется газолин. После этого газ, теперь уже сухой, поступает на компрессорную станцию высокого давления, а избыток его утилизируется для других надобностей. На компрессорной станции высокого давления газ еще раз подвергается сжатию, после чего

меняется централизованное распределение газа, значительно увеличивающее выгоды применения Г. Сжатый газ из всех компрессоров поступает в центральный приемник, а из него по особым газопроводам подводится к отдельным скважинам. Иногда рабочие компрессоры делятся на две группы, из которых одна работает с давлением 10—20 atm, а другая с давлением 20—30 atm, причем для каждой группы имеется свой отдельный приемник. Таким путем уменьшаются затраты на оборудование, так как компрессоры с меньшим давлением стоят дешевле компрессоров, работающих при более высоком давлении. Т. к. начальное давление при пуске в ход компрессора больше рабочего давления, то для пуска в ход системы Г. на станции устанавливается вспомогательный компрессор, развивающий давление до 67 atm, из которого сжатый воздух поступает в скважину также по отдельной линии приемника. Чтобы избежать прокладки лишнего газопровода, вместо стационарного компрессора высокого давления, для пуска в ход Г. пользуются переносным, сжимающим газ также до 67 atm. Этот компрессор устанавливается у самой скважины и присоединяется непосредственно к компрессорной арматуре на устьи скважины. После того как в Г. установится нормальное рабочее давление, в систему включается центральная компрессорная станция.

Объем газа, расходуемого для подъема нефти в единицу времени, зависит гл. обр. от дебита скважины, диаметра компрессорных труб, глубины их погружения и вязкости нефти. Для подсчета количества газа, необходимого для работы Г., было предложено несколько формул. Шо (S. F. Shaw) для определения объёма газа, потребного для подъема 1 л воды, предложил следующую ф-лу, в которой не принято во внимание трение в трубах, скольжение газа и др. потери:

где Q—объём газа в м³, L—высота подъема в м, а р, и р_г в килограммах/см²—абсолютное давле ние в нижнем и верхнем конце компрессорных труб. Однако на практике необходимые для успешной работы газлифта давление и количество газа обычно в каждом отдельном случае устанавливают эмпирически, на основании опыта эксплуатации соседних скважин. Глубину погружения, то есть расстояние от динамического уровня до места ввода газа в жидкость (в подъемных трубах), также устанавливают эмпирически для каждой отдельной скважины, причем сначала трубы опускают на меньшую глубину, которую затем, в случае надобности, увеличивают. Чем больше погружение, тем больший объём жидкости извлекается из скважины. Рабочее давление газа колеблется в пределах от 8- до 15 килограмм/см².

Применение Г. дает возможность создать у забоя скважины противодавление газу, заключенному в пласте. Регулируя это противодавление путем изменения диаметра труб, глубины их погружения, давления и объёма нагнетаемого газа, можно уменьшать газовый фактор скважины, то есть отношение пластового газа в извлекаемой жидкости к весовой единице этой жидкости. Так как давление и количество газа, заключенного в пласте вместе с нефтью, недостаточны для извлечения из него всей нефти, то уменьшение газового фактора и возможность его регулирования, обеспечивая более бережное расходование газа в пласте при эксплуатации скважин, в конечном счете увеличива-ют общее количество нефти, могущее быть полученным из пласта, или т. н. отдачу его. Это обстоятельство делает Г. одним из наиболее рациональных способов эксплуатации скважин. При поступлении воды и песка в скважину вместе с нефтью противодавление, желательное с точки зрения максимального дебита скважины, иногда приходится увеличивать, чтобы т. о. уменьшить всасывающее действие Г. на воду и предупредить образование водяного конуса у забоя скважины.

Поданным Мак-Коллома (C.R. McCollom), добыча скважин фирмы Юнион Ойль К⁰, переведенных на газлифт, увеличилась в течение года на 124% по сравнению с той, которая должна была бы получиться согласно нормальн. кривым падения добычи при фонтанировании или глубоких насосах. Кроме того выход газолина увеличился на 183%, а газовый фактор уменьшился на 33 % (с 360 м³до 240 м³ на т.). При давлениях, имеющих место во время работы газлифта, значительная часть нагнетаемого газа растворена в нефти. По мере подъема смеси по трубам растворенный газ вследствие уменьшения давления выделяется из нефти в виде пузырьков, расширение которых способствует подъему нефти, но часть его энергии, пока он остается растворенным в нефти, все же оказывается потерянной для подъема жидкости, что при аэролифте имеет место в значительно меньшей степени. Эта же растворимость газа в нефти является весьма ценным его свойством при эксплуатации нефтей с большой вязкостью, так как последняя значительно понижается благодаря растворению газа в нефти. Так, например, в районе Кет Кеньон (Cat Canyon) в Калифорнии, где добывается нефть с удельным весом

0,999 и даже выше, высокая вязкость ее вызывала постоянные остановки в работе насосов и не давала возможности установить сепаратор для газа, остававшийся поэтому неиспользованным. Применение газлифта устранило все неполадки при эксплуатации скважин и дало возможность утилизировать газ, который раньше улетучивался. На промыслах Пангедль (Panhadle) в Техасе (С. Ш. А.) применение Г. оказалось весьма действительным средством против отложения парафина в трубах, которое очень осложняло эксплоатацшо скважин вследствие необходимости частой чистки труб. Успешность действия газлифта при добыче вязких и парафинистых нефтей повышается предварительным подогревом нагнетаемого в скважину газа.

При наличии в скважине сернистых вод применение Г. имеет преимущество перед аэролифтом в том отношении, что при нагнетании газа не происходит разъедания и порчи труб, имеющих место при этих условиях в аэролифте. В отношении образования эмульсий при Г. и аэролифте данные бакинской и америк. практики расходятся: в Баку применение Г. привело к исчезновению эмульсий, получавшихся при аэролифте, тогда как, по данным америк. авторов, в Америке применение аэролифта сопровождалось получением трудно разрушимых эмульсий.

В Америке имеется ряд патентованных систем газлифта, среди которых наибольшее распространение получил патент Лумис, применяемый на промыслах Торранс и Кет Кеньон в Калифорнии. Система Лумис характеризуется применением специального башмака, которым снабжаются компрессорные трубы, и периодич. подачей газа в пространство между обсадными и компрессорными трубами.

При оценке Г. как способа эксплуатации нефтяных скважин все же необходимо иметь в виду, что этот способ, вследствие сравнительно высокой стоимости скважино-суток эксплуатации, пригоден лишь для скважин высокой производительности.

Лит.: С о р о к е р Г., Газолифт, «Азерб. нефт. хоз.», Баку, 1927, 4 Саркисянц Г., Эр- и газо-лифты, ibid.; его же, Инсталляции для получения газолина и естествен, газа, ibid., 1925, 3; П р и т у-л а А. Ф., Улучшенные методы эксплуатации нефти, «НХ», 1927, 11—12: Shaw S. F., Air Lilts Employed in Oil Wells, «Oil Field Engineering», Los Angelos (Cal.), 1926, 11, p. 57—60; Hill F. F., Lifting Oil with Gas, «Bull, of the American Petroleum Institute», N. Y., 1927, v. 8, 6, p. 67—73; SliawS. F., Roxana Finds Air Lift Successful in Mid Continent, «Oil Weekly», Houston (Tex.), 1926, p. 40—43; Me Collom C. R., Report on Gas Lift Operations, as Applied in California Fields, «The Oil and Gas Journal», Tulsa, (Oklahoma), 1926, 52. Л. Процыиов.