Внутрискважинный газлифт

Внутрискважинный бескомпрессорный газлифт можно осу­ществлять в том случае, если газовый пласт залегает выше или ниже нефтяного и обладает достаточной энергией (давлением и запасами газа) для устойчивой и продолжительной работы. Оба пласта перфорацией сообщаются со скважиной.

Возможны различные технологические схемы (рис. 4.15) ввода газа в зависимости от расположения пластов и пластового давления в них.

По схеме рис. 4.15, а, газовый пласт залегает над нефтяным. В скважину спускается один ряд НКТ с двумя гидравлическими пакерами: нижний 10 разобщает газовый и нефтяной пласты; верхний 5 отделяет затрубное пространство от высокого дав­ления газового пласта. Между пакерами имеется газлифтная камера 6 с газлифтным клапаном 7 или штуцерным устройством для регулирования расхода вводимого газа.

Дополнительно в схему введены следующие узлы:

Рис. 4.15. Технологические схемы внутрискважинного газлифта:1 - нефтяной пласт; 2 - газовый пласт; 3 - насосно - компрессорные трубы; 4 - верхний циркуляционный клапан; 5 - верхний гидравлический пакер; 6 - скважинная газлифтная камера; 7 - газлифтный клапан; 8 - телескопическое устройство; 9 - нижний циркуляционный клапан; 10 - нижний гидравлический пакер; 11 - обратный клапан; 12 - верхний гидромеханический пакер; 13 - узел перекрестного течения; 14 - штуцер; 15 - колонна труб; 16 - нижний гидромеха­нический пакер; 17 - пакер

- обратный клапан 11 для опрессовки НКТ и пакеров, по­садки верхнего и нижнего гидравлических пакеров созданием избыточного давления в НКТ (это башмачный срезной или съемный клапан, который спускается и поднимается на про­волоке канатным методом);

- циркуляционные клапаны: верхний 4 для освоения, глу­шения скважины и обеспечения эксплуатации одновременно по НКТ и затрубному пространству при необходимости полу­чения высоких отборов; нижний 9 для промывки возможных отложений песка и грязи перед подъемом нижнего пакера из скважины;

- телескопическое устройство 8, обеспечивающее поочеред­ной срыв пакеров перед подъемом из скважины.

При работе газ поступает через газлифтный клапан в НКТ и дальше по НКТ поднимается газонефтяная смесь. Подбором сменного штуцера осуществляется настройка клапана, что

обеспечивает подачу заданного расхода газа при необходимом давлении. Для исследования газового пласта в ниппель нижне­го циркуляционного клапана устанавливается глухая пробка, перекрывающая канал поступления нефти.

Внутрискважинный и в целом бескомпрессорный газлифт нашел широкое применение на месторождениях Западной Сибири, где газовые пласты залегают над нефтяными. Газ из газовых скважин подается непосредственно в нефтяные сква­жины того же отдельного куста (автономный бескомпрессорный газлифт). Для повышения надежности используется не менее двух газовых скважин.

Более эффективно применение внутрискважинного газ­лифта с отбором части газа. В таком случае при совместном отборе нефти и газа газ нагревается нефтью и без подготовки поступает в нефтяные скважины того же куста. Наиболее вы­сокую температуру имеет газ, направляемый по внутреннему каналу. Отбор газа увеличивается на 10-15%.

Особенность проектирования внутрискважинного газлифта заключается в том, что необходимо увязать совместную работу нефтяного и газового пластов.

Преимущества: 1) исключается строительство газопрово­дов, сепараторов, ГРБ, установок подготовки газа; 2) упроща­ется обслуживание.

Недостатки: 1) усложнение проведения ремонтов; 2) воз­можность перетоков газа из газового пласта при нарушении цементного кольца в процессе его перфорации.