Метод компрессорного газлифта считается эффективным при эксплуатации кустовых скважин, широко применяется на ш/р Сибири и моских промыслах. В кустах наклонные, поэтому нерационально применение штанговых и погружных ц/б насосов. Однако газлифт отличается высокими капитальными вложениями из-за необходимости строительства мощных компрессорных станций и разветвленной сети газопроводов. Эти кап.вложения увеличиваются при экслуатации наклонных скважин.

Изменение угла наклона скважины от вертикали до 45 градусов приводит к наобходимости увеличить мощность компрессорной станции примерно в 1,5-2 раза, соответственно ухудшается энергетическая характеристика газлифтного процесса. При наклоне ствола скважины до 75 градусов газлифтный процесс в некоторых случаях осуществить невозможно. Под действием пластового давления и прорывающихся вверх пузырей газа, нефть поднимается из скважины на поверхность. При нагнетании в скважину нефтяного газа способ имеет название газлифта, при нагнетании воздуха – эрлифта.

Пусковой клапан.

И далее в процессе подъема жидкости газом не требуется такого большого давления, которое было необходимо при пуске. Поэтому для облегчения пуска скважины в эксплуатацию не колонне НКТ монтируют несколько пусковых клапанов, уменьшающих пусковое давление. Столб жидкости в НКТ в жидком случае постепенно газируется начиная от первого устья клапана, вес столба уменьшается. Управление клапаном автоматическое и осуществляется перепадом давления в НКТ и в затрубном пространстве. Запорным устройством может служить тарельчатый или конусный клапан, управляется сильфонным или пружинным приводом. Управляющая система настраивается на поверхности на определенный режим работы в скважине. При настройке учитываются расстояния между клапанами, характеристика поднимаемой жидкости, температура в скважине, от которой зависит сила сжатия сильфона и газа, заполняющего сильфон.

1 – отверстие в НКТ

2 – сильфон,

3 – шток

4 – отверстие в межтрубном пространстве

5 – клапан упр-ий

6 – обратный клапан

Клапан крепится к НКТ. В сильфоне 2 газ имеет определенное повышенное давление. Камера сильфона сообщена с затрубным отверстием 4. Сильфон штоком 3 соединен с клапаном 5. Давление в сильфоне подбирается таким образом, что при отжатии жидкости в затрубье до клапана и соответствием повышения давления газа сильфон сжимается и открывает клапан. Газ поступает в НКТ через открытый клапан и продолжает отжимать жидкость к следующему нижнему клапану. Процесс рассчитывается таким образом, что при достижении уровнем газа нижнего клапана он открывается для доступа газа в НКТ, а у верхнего клапана давление в затрубье падает, сильфон разжимается и закрывает клапан. Для предотвращения обратного потока из НКТ имеется клапан 6.

Кроме сильфонного клапана шифра Г, применяется клапаны типов У/М, КПА-2, КПГ с пружинной управляющей системой. Клапаны типа Г выпускают с диаметрами 20, 25 и 38мм. Рабочее давление до 21МПа.

Сильфонные клапаны могут устанавливаться НКТ снаружи. Для этого на патрубках НКТ привариваются сёдла, в которых размещаются клапаны. Но в этом случае для смены клапанов необходимо поднимать колонны НКТ. Новый метод установки клапанов предусматривает спуск клапана 3 внутрь колонны НКТ, доведение его до газлифтной камеры 1, затем до посадочного гнезда 2 и установку в нем. Клапаны могут спускаться на проволоке или штангах, со спец-установочным приспособлением (рис). Подъем таких клапанов возможен без подъема НКТ, с помощью специальных съемниковбудет в начальный период закачки, когда заканчивается вытеснение нефти в насосно-компрессорные трубы – это давление продавочное. После образования в трубах нефтегазовой смеси давление закачиваемого газа значительно понижается. Схема работы компрессорных установок в замкнутом газлифтовом цикле изображается на рисунке. (Газлифт применяется чаще, т.к. при эрлифте происходит окисление нефти кислородом воздуха). Газ, сжатый компрессором 1 с целью выделения из него, влаги охлаждается в концевом холодильнике, затем проходит через масловлагоотделитель 3, газораспределительную батарею станции 4, позволяющую производить нужные переключения компрессоров, и по магистральной линии поступает в промысловую газораспределительную будку 5, а оттуда – на отдельные скважины 6.

9 – градирня

Из скважины газ вместе с поднятой нефтью поступает в промысловый сепаратор 7, где он отделяется от нефти и затем через головной сепаратор компрессорной станции 8 вновь поступает на прием компрессоров.

Для работы в газлифтовом цикле на нефтяных промыслах преимущественно используются эклектроприводные и газомоторные компрессоры с рабочим P=5-10МПа и объемной производительностью 12-200. Для поддержания пластового давления (ППД) применяют метод непрерывной закачки в пласт газа или воды. Это так называемые вторичные методы эксплуатации нефтяных месторождений. Для закачки газа в пласт используют компрессоры среднего (до 10 МПа), либо высокого (>10 МПа) давления. Широко применяются для этой цели так называемые дожимные компрессоры, повышающие давление газа, предварительно сжатого обычными компрессорами.Схема работы дожимных компрессоров показана на рисунке

Газ, сжатый компр. сред.давлен. 1, через концевые холодильники 2 и масловлагоотделитель 3, через газораспределительную батарею 4 и дополнительный сепаратор 5 поступает на прием дожимного компрессора 6, сжимающего газ до нужного давления. Газ высокого давления, прошедший конц. холодильник 7 и сепаратор 8, через скважину 9 нагнетается в пласт. Наибольшее распространение на нефтяных промыслах получили дожимные компрессоры, сжимающие газ от 4-5МПа до 25 и более, при мощности>300-1500л.с.(>220-1104КВт) при . Рабочее давление этих компрессоров до 5 атм. (0,5 МПа), производительность подвесных – до 350, групповых – до.

Для перекачки газа на небольшие расстояния применяют компрессоры с рабочим давлением P=4-8атм с. Для перекачки газа по магистралям на большие расстояния широко применяют газомоторные компрессоры (и в последнее время центробежные компрессоры с газотурбинным приводом с рабочим давлением до 10-12 МПа,N=6-9тыс.КВт. Центробежный компрессор менее трудоемок при ремонте и обладает большим межремонтным периодом. Процесс его работы можно автоматизировать.с электроприводом синхронным э/дв СТДП-6300-2УХЛ-4N=6300КВт сn=50. Мультипликатор увеличивает частоты доn=150-180.

ГМК типа 10ГКз-да. Двигатель революции двухтактный,V-образный газовый двигатель с 10-ю цилиндрами. Компрессорная часть агрегата может быть скомпонована из 3-5 горизонтальных компрессорных цилиндров двойного действия. Областью применения 10ГК является перекачка горючих газов по крупным магистральным газопроводам. Воздух в продувочные насосы поступает по каналу, расположенному в нижней части станины. Сжатый насосом, он поступает по каналам для продувки цилиндров. Система подачи газа в цилиндр двигателя состоит из регулятора подачи, газовыпускных клапанов, коромысел и толкателей, приводимых в движение кулачками, установленными на валу двигателя. Система зажигания с двумя магнето, каждые из которых обслуживает один ряд циклов.пуск – сжатым воздухом, распредел. на пять цилиндров.

10ГК1 10ГКМ 10ГКНА

Давление на приеме, кгс/25-30 55 55

Рабочее давление, кгс/55 250 250

Производительность, 370 370 566

Число ступ.сжатия 1

Число цилиндров компрессора 3 5

Число цилиндров двигателя 10 10 10

Диаметр цилиндров компр. 197

Длина хода поршня компрессора 356

Число оборотов, об/мин 300 300 300

Мощность двигателя, л.с. 1000 1000 1500

Вес, т.с. 63

С 1971г. начат выпуск газомоторных компрессоров МК-8 N=2060КВт. Имеет более высокий к.п.д. как силовой так и компрессорной части. Он полностью автоматизирован.