Подъем жидкости с помощью газового лифта и пузырьковой подачи.

Введение

Подъем жидкости путем введения пузырьков газа в выходной трубопровод.

Газовый лифт или пузырьковый насос – это тип насоса, который может поднимать жидкость на разные уровни, вводя пузырьки газа в вертикальный выходной трубопровод; по мере подъема пузырьков внутри трубопровода они создают понижение гидростатического давления позади них, что приводит к подъему жидкости. Газовые лифты обычно используются в качестве оборудования для искусственного подъема воды или нефти, используя сжатый воздух или водяной пар. Газовые лифты применяются в различных областях: кофейные гейзерные кофеварки и электрические капельные кофеварки используют водяной пар для подъема горячей воды; воздушные насосы используют сжатый воздух для подъема воды; пульсерные насосы используют подземную воздушную камеру для подъема подземных вод; всасывающие земснаряды используют разновидность газового лифта, называемую воздушным насосом, для откачки ила, песка и мусора; тумановые лифты используют водяной пар для подачи морской воды в системы преобразования энергии океана на основе температурного градиента.

Использование в нефтяной промышленности

В Соединенных Штатах газлифт используется в 10% нефтяных скважин, у которых недостаточное пластовое давление для добычи. В нефтедобывающей промышленности процесс заключается во введении газа через кольцевое пространство между обсадной колонной и эксплуатационной колонной. Вводимый газ насыщает жидкость, снижая ее плотность, после чего пластовое давление способно поднять нефтяной столб и вытолкнуть жидкость из скважины. Газ может подаваться непрерывно или периодически, в зависимости от дебитных характеристик скважины и компоновки оборудования для газлифта. Количество газа, необходимое для максимальной добычи нефти, варьируется в зависимости от условий скважины и ее геометрии. Избыток или недостаток вводимого газа приведет к снижению максимальной добычи. Как правило, оптимальное количество вводимого газа определяется результатами испытаний скважины, при которых изменяется скорость подачи газа и измеряется дебит жидкости (нефти и, возможно, воды). В качестве альтернативы для оценки оптимальной скорости подачи газа можно использовать математические модели. Такие модели обеспечивают значительную экономическую выгоду, поскольку позволяют имитировать работу действующей или планируемой скважины с газлифтом, используя ее цифровую модель. Хотя газ отделяется от нефти на последующей стадии, для работы компрессора, повышающего давление газа до уровня, необходимого для повторного введения, требуется энергия. Мандрель газлифта – это устройство, устанавливаемое в эксплуатационную колонну скважины с газлифтом, на которое или в которое устанавливается газлифтный клапан. Существует два распространенных типа мандрелей. В обычной мандрели газлифтный клапан устанавливается при спуске эксплуатационной колонны в скважину. Следовательно, для замены или ремонта клапана необходимо вытаскивать эксплуатационную колонну. Однако в боковом кармане клапан устанавливается и извлекается с помощью кабеля, пока мандрель находится в скважине, что исключает необходимость вытаскивания эксплуатационной колонны для ремонта или замены клапана. Газлифтный клапан – это устройство, устанавливаемое на (или в) мандрель газлифта, который, в свою очередь, устанавливается на эксплуатационную колонну скважины с газлифтом. Давление в эксплуатационной и обсадной колоннах приводит к открытию и закрытию клапана, что позволяет вводить газ в жидкость в эксплуатационной колонне и поднимать ее на поверхность. В профессиональной терминологии мандрели газлифта называют "извлекаемыми вместе с эксплуатационной колонной", поскольку они спускаются и извлекаются, прикрепленными к ней. См. мандрель газлифта. Эксплуатацию газлифта можно оптимизировать различными способами. Новейший из них – использование риск-оптимизации, которая учитывает все аспекты распределения газа для газлифта.

In the United States, gas lift is used in 10% of the oil wells that have insufficient reservoir pressure to produce the well. In the petroleum industry, the process involves injecting gas through the tubing casing annulus. Injected gas aerates the fluid to reduce its density; the formation pressure is then able to lift the oil column and forces the fluid out of the wellbore. Gas may be injected continuously or intermittently, depending on the producing characteristics of the well and the arrangement of the gas lift equipment. The amount of gas to be injected to maximize oil production varies based on well conditions and geometries. Too much or too little injected gas will result in less than maximum production. Generally, the optimal amount of injected gas is determined by well tests, where the rate of injection is varied and liquid production (oil and perhaps water) is measured. Alternatively, mathematical models can be used to estimate the optimum gas injection rate. Such models offer significant economic benefit, since they allow one to simulate the performance of an actual or planned gas lifted well using a digital replica of the well. Although the gas is recovered from the oil at a later separation stage, the process requires energy to drive a compressor to raise the pressure of the gas to a level where it can be re injected. The gas lift mandrel is a device installed in the tubing string of a gas lift well onto which or into which a gas lift valve is fitted. There are two common types of mandrels. In a conventional gas lift mandrel, a gas lift valve is installed as the tubing is placed in the well. Thus, to replace or repair the valve, the tubing string must be pulled. In the side pocket mandrel, however, the valve is installed and removed by wireline while the mandrel is still in the well, eliminating the need to pull the tubing to repair or replace the valve. A gas lift valve is a device installed on (or in) a gas lift mandrel, which in turn is put on the production tubing of a gas lift well. Tubing and casing pressures cause the valve to open and close, thus allowing gas to be injected into the fluid in the tubing to cause the fluid to rise to the surface. In the lexicon of the industry, gas lift mandrels are said to be "tubing retrievable" wherein they are deployed and retrieved attached to the production tubing. See gas lift mandrel. Gas lift operation can be optimized in different ways. The newest way is using risk optimization which considers all aspects for gas lift allocation.

История

Воздушный подъемник был изобретен Норманом Дж. Рисом и Альбертом В. Зейтеном в 1956 году, текущий правообладатель – ExxonMobil Oil Corp. Воздушный подъемник использует сжатый воздух для подъема воды в таких операциях, как дноуглубление и подводная археология. Он также применяется в аквариумах для поддержания циркуляции воды. Подобные системы подъема использовались еще в 1797 году в шахтах для откачки воды из шахтных стволов. В этих системах применялась точечная подача воздуха в поток жидкости, как правило, через обратный клапан в нижней части колонны. Газовый подъемник использовался уже в 1864 году в Пенсильвании для подъема нефти из скважин, также с использованием сжатого воздуха, подаваемого по воздушной трубе к забою скважины. В Техасе воздух применялся для крупномасштабного искусственного подъема. В 1920 году природный газ заменил воздух, что снизило риск взрыва. С 1929 по 1945 год было выдано около 25 000 патентов на различные типы газоподъемных клапанов, предназначенных для поэтапной разгрузки. Некоторые из этих систем предусматривали перемещение обсадной колонны или использование штанг для изменения точки подъема. Другие представляли собой клапаны с пружинным механизмом. В конечном итоге, в 1944 году У. Р. Кинг запатентовал мембранный клапан, который используется и сегодня. В 1951 году был разработан боковой карманный мандрел для селективного позиционирования и извлечения газоподъемных клапанов с помощью троса.