Газлифт: принцип и подбор режима

Кратко о главном

Газ, введённый в НКТ, облегчает смесь выше точки ввода, а поднимаясь, расширяется и выталкивает жидкость пробками. Ниже точки ввода в трубах остаётся жидкость, поэтому газ вводят как можно глубже.
Глубину ввода задаёт давление газа: у рабочего клапана оно должно превышать давление в НКТ на перепад на клапане. Давление в лёгком газовом столбе растёт с глубиной медленно, в НКТ — быстро, поэтому каждому давлению закачки отвечает своя наибольшая глубина ввода.
Кривая «дебит — расход газа» сначала круто растёт, потом выполаживается и проходит максимум — технический оптимум: дальше добавочный газ увеличивает трение сильнее, чем облегчает столб. Экономический оптимум левее: последняя тысяча кубометров газа должна окупаться добавленной нефтью.
Когда газа не хватает на все скважины, его делят так, чтобы предельная отдача — прирост нефти на следующую тысячу кубометров газа — была одинаковой у всех скважин, получающих газ.
При малых дебитах непрерывный газлифт расточителен: газ проскальзывает сквозь медленную жидкость. Периодический газлифт накапливает жидкость над клапаном и выбрасывает её порцией.
Газлифт тратит много энергии — до подъёма жидкости доходят 10–30 % энергии сжатия, — зато оборудование в скважине простое, не боится газа, песка и кривизны ствола и работает в широком диапазоне дебитов.

Ключевые соотношения

p_{wf} = p_{wh} + \Delta p_{\text{над}} + \Delta p_{\text{под}}

забойное давление: устье плюс потери в НКТ выше и ниже точки ввода газа

q = J\,(\bar p_R - p_{wf})

прямолинейная индикаторная кривая; рабочая точка — её пересечение с кривой оттока

p_{\text{г}}(H) = p_{\text{г,у}}\exp\dfrac{M g H}{\bar Z R \bar T}

давление в столбе газа в затрубье, давления абсолютные

p_{\text{г}}(H_{\text{вв}}) - \Delta p_{\text{кл}} \ge p_{\text{т}}(H_{\text{вв}})

условие ввода газа на глубине $H_{\text{вв}}$

\dfrac{\dd q_o}{\dd q_{\text{г}}} = \dfrac{c_{\text{г}}}{v_o}

экономический оптимум расхода газа одной скважины

\dfrac{\dd q_{o,i}}{\dd q_{\text{г},i}} = \beta

распределение ограниченного газа: равные предельные отдачи

Где чаще всего ошибаются

Давать скважине «побольше газа на всякий случай»: за техническим оптимумом дебит падает, а задолго до него добавочный газ уже не окупается.
Делить газ между скважинами поровну или отдавать весь лучшей скважине вместо того, чтобы выравнивать предельные отдачи.
Считать давление газа у клапана равным устьевому: столб газа в затрубье весит заметно — в примере урока он добавляет почти четверть устьевого давления.
Подставлять в расчёты газа избыточное давление с манометра вместо абсолютного.
Ждать от газлифта низкого забойного давления: он облегчает только столб выше точки ввода и лишь до предела, поэтому забойное давление остаётся выше, чем с насосом.

После урока вы сможете

объяснить, как закачанный газ облегчает столб в НКТ и почему газлифт не может опустить забойное давление так же низко, как насос на той же глубине;
найти рабочую точку газлифтной скважины — дебит и забойное давление при заданных глубине ввода и расходе газа — и давление газа, нужное на устье;
объяснить, как давление закачки определяет глубину ввода газа и почему газ стремятся вводить как можно глубже;
построить и прочитать кривую «дебит — расход газа»: минимальный расход для пуска, технический и экономический оптимумы;
распределить ограниченный объём газа между скважинами по правилу равных предельных отдач;
выбрать между непрерывным и периодическим газлифтом и оценить энергию, которая уходит на сжатие газа.

Как газ поднимает жидкость

Скважина фонтанирует, пока давления пласта хватает, чтобы удержать столб флюида в НКТ, преодолеть трение и обеспечить давление на устье (когда нужна механизированная добыча). С ростом обводнённости и падением пластового давления столб становится слишком тяжёлым. В фонтанной скважине его облегчает газ пласта (Многофазный поток в лифтовых трубах); газлифт добавляет газ с поверхности — ровно столько, сколько нужно.

Газ от компрессора по газопроводу высокого давления, через регулирующий штуцер и расходомер на устье, подают в затрубное пространство — кольцевой зазор между НКТ и обсадной колонной. Внизу затрубье перекрыто пакером: давление газа не передаётся на пласт, а продукция не заходит в затрубье. На НКТ установлены газлифтные клапаны в скважинных камерах (side pocket mandrels) — утолщениях труб с карманом сбоку, откуда клапан можно извлечь канатной техникой. В трубы газ входит через самый нижний открытый клапан — рабочий (operating valve). Верхние, пусковые клапаны (unloading valves), работают только при пуске, когда затрубье и трубы заполнены жидкостью глушения: через них газ поэтапно вытесняет эту жидкость, пока не дойдёт до рабочего клапана. Как устроены клапаны и как идёт пуск, разобрано в уроке Пуск газлифтной скважины: клапаны и скважинные камеры.

СхемаГазлифтная скважина (схема, не в масштабе): газ подают в затрубье и через рабочий клапан вводят в НКТ; выше клапана поднимается газожидкостная смесь, ниже — жидкость.

Работу газа удобно разобрать с двух сторон. Вес. Газ занимает часть сечения труб, жидкости в них становится меньше, и средняя плотность смеси выше точки ввода падает в разы — а пласт должен удерживать именно вес этого столба. Энергия. Газ вводят сжатым; поднимаясь, он попадает во всё меньшее давление и расширяется, разгоняя смесь, — энергия сжатия переходит в работу подъёма. При достаточном количестве газа пузыри сливаются в крупные, во всё сечение трубы, и толкают вверх перемычки жидкости между собой — течение становится пробковым (режимы течения).

Ниже точки ввода газлифт ничего не меняет: от клапана до забоя в трубах та же жидкость, и её столб давит на пласт полностью. Отсюда главное правило: вводить газ как можно глубже. И второе следствие: облегчить смесь можно лишь до предела — с ростом расхода газа растёт трение (кривая оттока и её минимум). Насос снимает с пласта вес всего столба над собой, а газлифт только облегчает его часть, поэтому забойное давление при газлифте выше, чем при насосе на той же глубине (как насос и газлифт меняют давление).

Забойное давление газлифтной скважины

p_{wf} = p_{wh} + \Delta p_{\text{над}}\!\left(q,\ \text{ГЖО}_{\text{пл}} + \frac{q_{\text{г}}}{q}\right) + \Delta p_{\text{под}}(q)

где:

$p_{wf}$ забойное давление у середины интервала перфорации, МПа
$p_{wh}$ давление в НКТ на устье (буферное), МПа
$\Delta p_{\text{над}}$ перепад давления в НКТ от точки ввода газа до устья: вес смеси и трение — по расчёту многофазного потока, МПа
$\text{ГЖО}_{\text{пл}}$ газожидкостное отношение продукции пласта: газовый фактор, умноженный на долю нефти в жидкости, м³/м³
$q_{\text{г}}$ расход закачиваемого газа в стандартных условиях, м³/сут
$q$ дебит жидкости, м³/сут
$\Delta p_{\text{под}}$ перепад давления от забоя до точки ввода: вес жидкости и трение, МПа

Единицы: метрические промысловые; давления абсолютные, объёмы газа — в стандартных условиях

Справедливо, если

установившийся режим; весь закачанный газ входит в НКТ через рабочий клапан;
газ пласта добавляют к закачанному там, где он свободен; ниже точки ввода давление обычно выше давления насыщения, и газ растворён в нефти;
перепады рассчитывают по корреляциям или моделям многофазного потока (Многофазный поток в лифтовых трубах); в примерах урока — учебная модель дрейфа.

Вместе с индикаторной кривой $q = J(\bar p_R - p_{wf})$ уравнение задаёт рабочую точку: дебит, при котором пласт отдаёт столько, сколько газлифт может поднять. Закачка газа уменьшает только $\Delta p_{\text{над}}$ ; столб под точкой ввода остаётся прежним.

Газ для газлифта берут по-разному. При компрессорном газлифте газ, отделённый от продукции в сепараторе, сжимают на компрессорной станции и снова подают в скважины — он ходит по замкнутому кругу. При бескомпрессорном используют газ, который уже находится под высоким давлением: газ газовых скважин или магистрального газопровода. Есть и внутрискважинный вариант: газ из газоносного пласта, вскрытого той же скважиной, через регулятор поступает прямо в НКТ.

Обычно газ подают в затрубье, а смесь поднимается по НКТ (в отечественной терминологии — кольцевая система). При очень больших дебитах иногда делают наоборот: газ по НКТ, смесь по затрубью (центральная система). Сечение затрубья больше и трение меньше, но обсадная колонна изнашивается и корродирует, а при снижении дебита раньше начинаются пульсации.

Рабочая точка газлифтной скважины

Рабочую точку находят так же, как для фонтанной скважины (Узловой анализ добывающей системы): узел на забое, кривая притока — индикаторная кривая, кривая оттока — давление, нужное, чтобы поднять дебит до устья. Разница одна: кривую оттока считают двумя участками — от устья до точки ввода с газом пласта и закачанным газом, от точки ввода до забоя — без закачанного газа. Каждому расходу газа отвечает своя кривая оттока.

Как найти рабочую точку

1
Исходные данные
глубина рабочего клапана, расход газа, давление на устье, индикаторная кривая, свойства флюидов; давления — абсолютные.
2
Участок над клапаном
для пробного дебита $q$ рассчитывают давление в НКТ от устья до клапана с газожидкостным отношением $\text{ГЖО}_{\text{пл}} + q_{\text{г}}/q$ .
3
Участок под клапаном
продолжают расчёт до забоя с газом пласта (или без газа, если давление выше давления насыщения).
4
Сравнение с пластом
сравнивают полученное давление с индикаторной кривой и меняют $q$ , пока давления не совпадут. Если пересечений два, рабочее — правое (устойчивость режима).
5
Проверка давления газа
по давлению в НКТ у клапана находят, какое давление газа нужно в затрубье на этой глубине и на устье (следующий раздел).

Все давления в уроке абсолютные: в расчётах газа это обязательно. Манометр на устье показывает избыточное давление — на 0,1 МПа меньше.

Расчётный примерЗаглохшая скважина на газлифте: дебит и давление газа

Исходные данные (условные)

Скважина: вертикальная; середина интервала перфорации на глубине 2500 м, рабочий клапан на 2400 м над пакером; НКТ 89 мм (внутренний диаметр 76 мм)
Пласт: $\bar p_R = 21{,}0$ МПа, $J = 30$ м³/(сут·МПа); забойное давление выше давления насыщения
Продукция: обводнённость 40 %, газовый фактор 40 м³/м³ (газожидкостное отношение пласта 24 м³/м³), плотность жидкости 920 кг/м³; давление в НКТ на устье 1,2 МПа
Газ: 60 тыс. м³/сут, относительная плотность 0,7; перепад на рабочем клапане 0,5 МПа; средняя температура в скважине 50 °C (323 К)
Модель потока в НКТ: модель дрейфа из урока Многофазный поток в лифтовых трубах: $C_0 = 1{,}2$ , $\lambda = 0{,}022$ , $Z = 0{,}9$

Решение

Статический уровень: $H_{\text{ст}} = 2500 - \dfrac{(21{,}0 - 0{,}1)\cdot 10^6}{920\cdot 9{,}81} = 184$ м ниже устья. Без газа скважина не работает: кривые притока и оттока не пересекаются, даже если считать весь газ пласта свободным.
Подбираем дебит, при котором давления сходятся. При $q = 273{,}78$ м³/сут газожидкостное отношение над клапаном $24 + 60\,000/273{,}78 = 243$ м³/м³, и расчёт от устья вниз даёт у клапана 10,965 МПа.
Под клапаном 100 м жидкости: $920\cdot 9{,}81\cdot 100\cdot 10^{-6} = 0{,}903$ МПа, трение 0,006 МПа; забойное давление $10{,}965 + 0{,}903 + 0{,}006 = 11{,}874$ МПа.
Проверка по индикаторной кривой: $21{,}0 - 273{,}78/30 = 11{,}874$ МПа — то же давление, рабочая точка найдена.
Давление газа у клапана должно быть не меньше $10{,}965 + 0{,}5 = 11{,}465$ МПа. Газ в затрубье намного легче жидкости — около 97 кг/м³, — и на устье нужно меньше. По формуле газового столба (следующий раздел) при среднем $Z = 0{,}803$ : $p_{\text{г,у}} = 11{,}465\exp\!\left(-\dfrac{0{,}03418\cdot 0{,}7\cdot 2400}{0{,}803\cdot 323}\right) = 9{,}19$ МПа.
Нефти: $273{,}78\cdot 0{,}6 = 164$ м³/сут; удельный расход газа $60\,000/273{,}78 = 219$ м³ на кубометр жидкости.

Ответ: С 60 тыс. м³/сут газа через клапан на 2400 м скважина даёт около 274 м³/сут жидкости (164 м³/сут нефти) при забойном давлении 11,9 МПа; газ в затрубье нужно подавать под давлением около 9,19 МПа.

Что это значит. Депрессия на пласт — 9,1 МПа, хотя пластовое давление 21 МПа: газлифт облегчил столб над клапаном, но 100 м жидкости под ним и вес смеси над ним оставляют на забое почти 12 МПа. Насос на той же глубине мог бы опустить забойное давление до нескольких мегапаскалей. Модель учебная: газ пласта мы считали свободным по всей высоте над клапаном, хотя он выделяется лишь там, где давление ниже давления насыщения, — это немного завышает дебит; температура, $Z$ в НКТ и коэффициент трения постоянны (с $Z$ , меняющимся по давлению, дебит вышел бы ещё примерно на 1 % меньше). На промысле расчёт ведут по корреляции, проверенной замерами. Данные примера условные.

РасчётДавление по глубине в скважине из примера. А — остановленная скважина: жидкость стоит до статического уровня около 184 м, на забое пластовое давление 21 МПа. Б — газлифт, 60 тыс. м³/сут газа через клапан на 2400 м: давление в НКТ растёт от устья полого, а ниже клапана — круто, по весу жидкости. В — газ в затрубье: от 9,19 МПа на устье до 11,46 МПа у клапана. Давления абсолютные; расчёт по учебной модели урока.

Что меняется, если…

…увеличить расход газа — смесь над клапаном легче, дебит растёт, но всё медленнее, а после технического оптимума падает (раздел о кривой газлифта);
…опустить точку ввода — облегчённая часть столба длиннее, а столб жидкости под клапаном короче: дебит растёт (следующий раздел);
…поднять давление на устье, например из-за длинной выкидной линии или высокого давления в сепараторе, — газ по всему стволу сильнее сжат, смесь тяжелее, дебит падает; у газлифтных скважин противодавление стараются держать низким;
…увеличится обводнённость — жидкость тяжелее, а газа пласта меньше: для того же дебита нужен больший расход газа.

Давление закачки и глубина ввода газа

Газ вводят там, где давление в затрубье превышает давление в НКТ. Давление газа растёт с глубиной из-за его собственного веса, но газ лёгкий: при 10 МПа и 50 °C плотность газа относительной плотности 0,7 — около 93 кг/м³, примерно в 10 раз меньше плотности жидкости. Поэтому в затрубье давление растёт примерно на 0,9 кПа на каждый метр, а в НКТ — на несколько кПа/м над клапаном и на 9 кПа/м под ним. Где эти линии сходятся, газ дальше не пройдёт.

Давление газа в затрубье на глубине

p_{\text{г}}(H) = p_{\text{г,у}}\,\exp\!\left(\frac{M g H}{\bar Z R \bar T}\right)

где:

$p_{\text{г}}(H)$ давление газа в затрубье на глубине $H$ , абсолютное, Па
$p_{\text{г,у}}$ давление газа в затрубье на устье, абсолютное, Па
$M$ молярная масса газа, $0{,}02897\,\gamma_{\text{г}}$ ; $\gamma_{\text{г}}$ — относительная плотность газа по воздуху, кг/моль
$g$ ускорение свободного падения, 9,81 м/с², м/с²
$H$ глубина по вертикали, м
$\bar Z$ коэффициент сверхсжимаемости при среднем давлении и средней температуре столба, —
$R$ универсальная газовая постоянная, 8,314 Дж/(моль·К), Дж/(моль·К)
$\bar T$ средняя абсолютная температура газа в затрубье, К

Единицы: СИ; давления абсолютные

Справедливо, если

газ в затрубье почти неподвижен: при его малой скорости трение пренебрежимо мало;
температуру и $Z$ берут средними по столбу; $Z$ зависит от среднего давления, которое само ищется, поэтому расчёт повторяют два-три раза;
по всей высоте столба один и тот же газ; формула та же, что для любого столба газа (столб газа).

Давление газа с глубиной растёт как экспонента с малым показателем — почти по прямой. В примере урока на 2400 м оно на четверть выше устьевого. Чем тяжелее газ и выше давление, тем заметнее эта прибавка; при грубом расчёте её нельзя ни отбрасывать, ни считать по плотности жидкости.

В других системах единиц (2)

Метрические промысловые единицы

p_{\text{г}}(H) = p_{\text{г,у}}\exp\!\left(\frac{0{,}03418\,\gamma_{\text{г}}\,H\,[\text{м}]}{\bar Z\,\bar T\,[\text{К}]}\right)

$H$ — м, $\bar T$ — К; давления — в любых одинаковых единицах, абсолютные.

$0{,}03418 = 0{,}02897\cdot 9{,}81/8{,}314$ К/м — молярная масса воздуха, умноженная на $g$ и делённая на $R$ .

Промысловые единицы (oilfield)

p_{\text{г}}(H) = p_{\text{г,у}}\exp\!\left(\frac{0{,}01875\,\gamma_{\text{г}}\,H\,[\text{ft}]}{\bar Z\,\bar T\,[^{\circ}\text{R}]}\right)

$H$ — футы, $\bar T$ — градусы Ранкина (°F + 460); давления — psia.

$0{,}01875 = 28{,}97/(144\cdot 10{,}73)$ °R/ft: молярная масса воздуха, газовая постоянная 10,73 psia·ft³/(фунт-моль·°R) и 144 дюйм² в квадратном футе.

Условие ввода газа на глубине

p_{\text{г}}(H_{\text{вв}}) - \Delta p_{\text{кл}} \ge p_{\text{т}}(H_{\text{вв}})

где:

$H_{\text{вв}}$ глубина ввода газа — рабочего клапана, м
$p_{\text{г}}(H_{\text{вв}})$ давление газа в затрубье на этой глубине, МПа
$\Delta p_{\text{кл}}$ перепад давления на рабочем клапане, нужный, чтобы пропустить заданный расход газа, МПа
$p_{\text{т}}(H_{\text{вв}})$ давление в НКТ на этой глубине в рабочем режиме, МПа

Единицы: любые согласованные; давления все абсолютные или все избыточные

Справедливо, если

установившийся режим; газ входит в НКТ только через рабочий клапан;
перепад на клапане зависит от расхода газа и размера отверстия клапана; как его рассчитывают, разобрано в уроке Пуск газлифтной скважины: клапаны и скважинные камеры.

Равенство даёт наибольшую глубину, до которой газ может дойти при данном давлении на устье. Давление в НКТ на глубине ввода само зависит от того, где вводится газ и сколько скважина даёт, поэтому эту глубину ищут подбором: задают глубину, находят рабочую точку и сравнивают давления.

Почему не ввести газ у самого забоя? Нужное для этого давление закачки выбирают, когда проектируют компрессорную станцию, и более высокое давление стоит дорого — и компрессоры, и трубы, и арматура. Кроме того, при пуске газ должен вытеснить из затрубья жидкость глушения, а для этого нужно большее давление, чем в работе. Поэтому выше рабочего клапана ставят пусковые, через которые жидкость вытесняют по частям, или берут компрессор с запасом давления, как в подводных скважинах с единственным клапаном (Пуск газлифтной скважины: клапаны и скважинные камеры).

Расчётный примерГлубже — значит больше: что даёт давление закачки

Исходные данные (условные)

Скважина и газ: из предыдущего примера, 60 тыс. м³/сут газа
Компрессор: сегодня даёт на устье затрубья 7,0 МПа; после замены — сколько потребуется
Перепад на рабочем клапане: 0,5 МПа

Решение

Для нескольких глубин ввода находим рабочую точку, давление в НКТ на глубине ввода и давление газа, нужное на устье (таблица ниже). Давление растёт с глубиной ввода, дебит тоже.
При 7,0 МПа на устье газ доходит до 1850 м: там в НКТ 7,73 МПа, а газ имеет $8{,}23 = 7{,}73 + 0{,}5$ МПа. Скважина даёт 221 м³/сут.
Чтобы ввести газ через клапан на 2400 м, на устье нужно 9,19 МПа (предыдущий пример). Дебит — 274 м³/сут: на 53 м³/сут (24 %) больше при том же расходе газа.
В среднем каждые 100 м глубины ввода добавляют $53/550\cdot 100 = 9{,}6$ м³/сут.

Ответ: При 7,0 МПа газ входит в НКТ лишь на глубине около 1850 м, и скважина даёт 221 м³/сут; компрессор на 9,19 МПа позволит вводить газ на 2400 м и даст 274 м³/сут — на 24 % больше без лишнего газа.

Что это значит. Давление закачки выбирают, когда проектируют компрессорную станцию, а глубины скважинных камер — когда спускают НКТ, и менять их потом дорого. Поэтому их закладывают на будущее: пластовое давление упадёт, обводнённость вырастет, и давление в НКТ на той же глубине изменится. Несколько камер около расчётной глубины позволяют переносить рабочий клапан выше или ниже, не поднимая трубы (Проектирование газлифта). Данные примера условные.

Глубина ввода и давление закачки: 60 тыс. м³/сут газа, скважина из примера

Глубина ввода, м: 1200
Дебит жидкости, м³/сут: 139
Давление в НКТ у клапана, МПа: 4,62
Нужно на устье затрубья, МПа: 4,64

Глубина ввода, м: 1600
Дебит жидкости, м³/сут: 192
Давление в НКТ у клапана, МПа: 6,44
Нужно на устье затрубья, МПа: 6,05

Глубина ввода, м: 2000
Дебит жидкости, м³/сут: 237
Давление в НКТ у клапана, МПа: 8,56
Нужно на устье затрубья, МПа: 7,59

Глубина ввода, м: 2400
Дебит жидкости, м³/сут: 274
Давление в НКТ у клапана, МПа: 10,96
Нужно на устье затрубья, МПа: 9,19

Глубина ввода, м	Дебит жидкости, м³/сут	Давление в НКТ у клапана, МПа	Нужно на устье затрубья, МПа
1200	139	4,62	4,64
1600	192	6,44	6,05
2000	237	8,56	7,59
2400	274	10,96	9,19

Перепад на клапане 0,5 МПа; давления абсолютные. Нужное давление на устье растёт с глубиной ввода медленнее, чем давление в НКТ у клапана: часть прибавки берёт на себя вес газового столба, который добавляет к устьевому давлению от 10 % при вводе на 1200 м до 25 % на 2400 м. Данные условные.

Дебит и расход газа: характеристика газлифтной скважины

Если рабочую точку рассчитать для ряда расходов газа, получится главная кривая газлифта — зависимость дебита от расхода газа, её называют характеристикой газлифтной скважины (gas-lift performance curve). По ней выбирают режим, а по нескольким таким кривым делят газ между скважинами.

РасчётДебит жидкости скважины из примеров в зависимости от расхода газа при вводе через клапан на 2400 м и на 1800 м (расчёт по учебной модели урока). Отмечены технический оптимум при вводе на 2400 м (92,8 тыс. м³/сут, 281 м³/сут) и экономический оптимум (80,7 тыс. м³/сут); при вводе на 1800 м максимум — 218 м³/сут.

Пуск. Заглохшей скважине нужен некоторый минимальный расход газа, чтобы она вообще начала работать; у скважин этого урока в учебной модели — порядка 1–3 тыс. м³/сут. Реальный пуск требует больше: сначала газ вытесняет жидкость глушения.
Крутой подъём. Первые тысячи кубометров облегчают столб сильнее всего: каждая добавляет десятки кубометров жидкости.
Выполаживание. Чем больше газа, тем меньше прибавка от следующей тысячи: столб уже лёгок, а трение растёт. Удельный расход газа — кубометры газа на кубометр жидкости — увеличивается.
Технический оптимум (maximum production, technical optimum) — вершина кривой. Здесь облегчение столба от добавочного газа ровно уравновешено ростом трения.
За вершиной газ только мешает: трение растёт быстрее, чем падает вес смеси, и дебит снижается.

Левый край кривой и пульсации

При малых расходах газа реальная скважина часто работает неустойчиво: газ проходит в трубы порциями, давления и дебит колеблются с периодом от минут до часов, скважина может заглохнуть. Установившаяся модель этого не показывает, поэтому левый участок кривой на практике не используют и режим выбирают с запасом от него. Причины пульсаций и способы с ними бороться разобраны в уроке Эксплуатация и оптимизация газлифта.

Почему у кривой есть вершина? Проследим, из чего складывается перепад давления в НКТ над клапаном при неизменном дебите, когда растёт расход газа.

Вес смеси и трение в НКТ над клапаном: дебит 281 м³/сут, клапан на 2400 м

Газ, тыс. м³/сут: 20
Вес смеси, МПа: 12,29
Трение, МПа: 0,56
Всего, МПа: 12,85

Газ, тыс. м³/сут: 40
Вес смеси, МПа: 9,77
Трение, МПа: 0,95
Всего, МПа: 10,72

Газ, тыс. м³/сут: 60
Вес смеси, МПа: 8,52
Трение, МПа: 1,35
Всего, МПа: 9,87

Газ, тыс. м³/сут: 93
Вес смеси, МПа: 7,51
Трение, МПа: 2,03
Всего, МПа: 9,54

Газ, тыс. м³/сут: 120
Вес смеси, МПа: 7,08
Трение, МПа: 2,58
Всего, МПа: 9,66

Газ, тыс. м³/сут: 160
Вес смеси, МПа: 6,74
Трение, МПа: 3,39
Всего, МПа: 10,13

Газ, тыс. м³/сут: 200
Вес смеси, МПа: 6,56
Трение, МПа: 4,20
Всего, МПа: 10,76

Газ, тыс. м³/сут	Вес смеси, МПа	Трение, МПа	Всего, МПа
20	12,29	0,56	12,85
40	9,77	0,95	10,72
60	8,52	1,35	9,87
93	7,51	2,03	9,54
120	7,08	2,58	9,66
160	6,74	3,39	10,13
200	6,56	4,20	10,76

Перепад от устья до клапана, без давления на устье; ускорение не учтено. Вес убывает всё медленнее, трение растёт почти линейно, и сумма проходит через минимум около 90 тыс. м³/сут. Расчёт по учебной модели; данные условные.

Условие технического оптимума

\left(\frac{\partial \Delta p_{\text{вес}}}{\partial q_{\text{г}}}\right)_{q} + \left(\frac{\partial \Delta p_{\text{тр}}}{\partial q_{\text{г}}}\right)_{q} = 0

где:

$\Delta p_{\text{вес}}$ часть перепада в НКТ над клапаном, которую создаёт вес смеси, МПа
$\Delta p_{\text{тр}}$ часть перепада, которую создаёт трение, МПа
$q_{\text{г}}$ расход закачиваемого газа, тыс. м³/сут
$(\cdot)_{q}$ производная при неизменном дебите жидкости, —

Единицы: любые согласованные

Справедливо, если

ускорение смеси не учитывается; столб под клапаном от расхода газа не зависит;
дебит максимален, когда добавочный газ перестаёт снижать давление, нужное для подъёма этого дебита (вывод — в дополнительном разделе).

Первое слагаемое отрицательно — газ облегчает смесь, второе положительно — газ ускоряет поток. Пока облегчение сильнее, газ снижает забойное давление и увеличивает дебит; на оптимуме они равны.

Работать на техническом оптимуме обычно невыгодно: у вершины кривая пологая, и последние тысячи кубометров газа почти ничего не дают, а их сжатие стоит денег. Экономический оптимум (economic optimum) — расход газа, при котором стоимость нефти, добытой благодаря последней тысяче кубометров газа, равна стоимости этого газа. Закачанный газ возвращается с продукцией и сжимается снова, поэтому его стоимость — это прежде всего энергия на сжатие, обслуживание компрессоров и подготовка газа; если газ покупают или могли бы продать, в неё входит и цена газа.

Экономический оптимум расхода газа

\frac{\dd q_o}{\dd q_{\text{г}}} = \frac{c_{\text{г}}}{v_o}

где:

$q_o$ дебит нефти, $q\,(1 - \text{WC})$ , где $\text{WC}$ — обводнённость (доля воды в жидкости), м³/сут
$q_{\text{г}}$ расход закачиваемого газа, тыс. м³/сут
$c_{\text{г}}$ стоимость тысячи кубометров газлифтного газа: сжатие, осушка, обслуживание; для покупного газа — и его цена, долл./тыс. м³
$v_o$ чистая ценность кубометра нефти: цена за вычетом платежей с выручки и переменных затрат, долл./м³

Единицы: любые согласованные: отношение стоимостей в тех же единицах, что и наклон кривой

Справедливо, если

цена нефти и стоимость газа не зависят от объёмов;
газ у системы не ограничен; если ограничен, газ делят между скважинами (следующий раздел);
ограничения установки по воде и газу не учтены — они сдвигают оптимум влево.

Это условие максимума суточного дохода $v_o q_o - c_{\text{г}} q_{\text{г}}$ . Чем дороже газ и дешевле нефть, тем левее оптимум; при бесплатном газе он совпал бы с техническим.

Расчётный примерТехнический и экономический оптимум

Исходные данные (условные)

Скважина: из первого примера, клапан на 2400 м, обводнённость 40 %
Нефть: чистая ценность 251,6 долл./м³ — условная цена сквозного учебного проекта за вычетом платежа с выручки и переменных затрат
Газ: сжатие, осушка и подача — условно 20 долл. за тыс. м³

Решение

По характеристике скважины (рисунок выше) дебит наибольший при 92,8 тыс. м³/сут газа: 280,8 м³/сут, удельный расход 330 м³/м³ — технический оптимум.
Добавочный газ окупается, пока каждая тысяча кубометров даёт больше нефти, чем на 20 долл.: наклон кривой должен быть не меньше $\dfrac{20}{251{,}6\cdot 0{,}6} = 0{,}1325$ м³ жидкости на тыс. м³ (нефти в жидкости 60 %).
Наклон уменьшается до этого значения при 80,7 тыс. м³/сут: дебит 280,1 м³/сут, удельный расход 288 м³/м³ — экономический оптимум.
По сравнению с техническим оптимумом газа меньше на 12,08 тыс. м³/сут (13 %), жидкости — на 0,753 м³/сут. Экономия на газе $12{,}08\cdot 20 = 242$ долл./сут, недополученная нефть $0{,}753\cdot 0{,}6\cdot 251{,}6 = 114$ долл./сут.

Ответ: Выгоднее давать скважине около 80,7 тыс. м³/сут газа, а не 92,8: дебит почти тот же, а выигрыш — около 128 долл. в сутки.

Что это значит. Вершина кривой пологая: около технического оптимума газ работает почти впустую. Именно его выгоднее отдать другим скважинам, когда газа не хватает. При дорогом газе — например, покупном — экономический оптимум сдвигается левее, при дорогой нефти — правее. Данные примера условные.

Когда газа не хватает: распределение между скважинами

На месторождении газ для всех газлифтных скважин даёт одна компрессорная станция, и её производительность ограничена. Обычно сумма технических, а то и экономических оптимумов всех скважин больше, чем газа есть. Тогда вопрос уже не «сколько газа дать скважине», а «как поделить газ, чтобы добыть больше всего нефти».

Ответ дают кривые скважин. Каждую следующую порцию газа выгодно отдать той скважине, где она даст больше всего нефти, — с наибольшей предельной отдачей (marginal gas utilisation): приростом дебита нефти на дополнительную тысячу кубометров газа, то есть наклоном кривой. С ростом расхода газа предельная отдача каждой скважины падает. Когда газ распределён наилучшим образом, предельные отдачи всех скважин, получающих газ, одинаковы: если у одной она выше, перенос туда части газа от другой добавит нефти.

Наилучшее распределение газа между скважинами

\frac{\dd q_{o,1}}{\dd q_{\text{г},1}} = \frac{\dd q_{o,2}}{\dd q_{\text{г},2}} = \dots = \beta, \qquad \sum_i q_{\text{г},i} = Q_{\text{г}}

где:

$q_{o,i}$ дебит нефти $i$ -й скважины, м³/сут
$q_{\text{г},i}$ расход газа, отданный $i$ -й скважине, тыс. м³/сут
$\beta$ общая предельная отдача газа: сколько нефти дала бы ещё одна тысяча кубометров газа, м³ нефти на тыс. м³
$Q_{\text{г}}$ весь газ, который может дать система, тыс. м³/сут

Единицы: любые согласованные

Справедливо, если

кривые скважин выпуклы вверх: каждая следующая порция газа даёт меньше предыдущей;
скважины не влияют друг на друга: давление в системе сбора от распределения не меняется;
скважина, у которой предельная отдача уже при малом расходе газа меньше $\beta$ , газа не получает;
если скважине нужен минимальный расход газа для пуска, простое правило нарушается — сравнивают варианты с ней и без неё (ниже).

$\beta$ — цена газа, выраженная в нефти: умноженная на ценность нефти, она показывает, сколько принесла бы ещё одна тысяча кубометров газа. Если это больше стоимости сжатия, добавочный газ окупил бы себя — довод в пользу расширения компрессорной станции; если $\beta$ меньше $c_{\text{г}}/v_o$ , газа в избытке, и каждой скважине дают её экономический оптимум.

РасчётПредельная отдача газа — прирост дебита нефти на тысячу кубометров газа — для двух скважин из примера ниже (расчёт по учебной модели урока). Горизонталь на уровне 0,37 м³ на тыс. м³ пересекает кривые там, где газ распределён наилучшим образом: 57 тыс. м³/сут скважине А и 23 — скважине Б, вместе 80. Пунктир — порог окупаемости газа

c_{\text{г}}/v_o

, на котором остановилась бы каждая скважина, если бы газа хватало.

Расчётный примерДве скважины и один компрессор

Исходные данные (условные)

Скважина А: из первого примера: обводнённость 40 %, технический оптимум 93 тыс. м³/сут газа
Скважина Б: $\bar p_R = 18{,}5$ МПа, $J = 12$ м³/(сут·МПа), перфорация на 2300 м, клапан на 2200 м, обводнённость 75 %, жидкость 980 кг/м³, те же НКТ и газ; технический оптимум 87 тыс. м³/сут
Газ: компрессор даёт обеим скважинам вместе 80 тыс. м³/сут — меньше половины суммы их технических оптимумов

Решение

Поровну, по 40 тыс. м³/сут: нефти $153{,}85 + 26{,}27 = 180{,}12$ м³/сут. Предельная отдача при этом у А — 0,800, у Б — 0,143 м³ нефти на тыс. м³: в скважине Б газ работает в 5,6 раза хуже, часть его выгодно перенести в А.
Весь газ — скважине А: нефти 168,0 м³/сут, меньше, чем поровну. При 80 тыс. м³/сут предельная отдача А упала до 0,09, а первые тысячи кубометров в скважине Б дали бы много больше.
Переносим газ из скважины с меньшей предельной отдачей в скважину с большей, пока отдачи не сравняются: А — 56,5, Б — 23,5 тыс. м³/сут, у обеих 0,37 м³ нефти на тыс. м³. Нефти $163{,}1 + 22{,}4 = 185{,}5$ м³/сут.
Цена газа в этом распределении: $0{,}37\cdot 251{,}6 = 93$ долл. за каждую дополнительную тысячу кубометров — намного больше стоимости сжатия, 20 долл.

Ответ: Лучше всего отдать скважине А около 56,5 тыс. м³/сут газа, а скважине Б — 23,5: это на 5,4 м³/сут нефти больше, чем поровну, и на 17,5 м³/сут больше, чем всё одной скважине.

Что это значит. Выигрыш от правильного распределения — несколько процентов добычи без новых затрат. Поэтому на крупных газлифтных месторождениях распределение пересчитывают постоянно — по мере изменения обводнённости и давлений, по программам, связывающим модели скважин, системы сбора и компрессоров. А предельная отдача газа, в несколько раз превышающая стоимость его сжатия, — довод в пользу расширения компрессорной станции. Данные примера условные.

На месторождении то же правило применяют сразу к десяткам скважин: характеристики берут из моделей, настроенных на замеры, а распределение ищут программами, которые учитывают и ограничения системы сбора и подготовки. Скважине, которой нужен пусковой минимум газа, первые порции ничего не дают: её оценивают вместе с этим минимумом и сравнивают варианты с ней и без неё (дополнительный раздел). Как это делают на практике, разобрано в уроке Эксплуатация и оптимизация газлифта.

Непрерывный и периодический газлифт

Всё, о чём шла речь до сих пор, — непрерывный газлифт (continuous gas lift): газ поступает в НКТ постоянно, поток в трубах установившийся. Он хорош, пока скважина даёт достаточно жидкости. При малых дебитах смесь в трубах движется медленно, со скоростью, сравнимой со скоростью всплытия пузырей, и газ проскальзывает сквозь жидкость, не поднимая её (проскальзывание). Жидкость задерживается в трубах, столб остаётся тяжёлым, а газ расходуется впустую.

Периодический газлифт (intermittent gas lift) работает циклами. Пока газ не подают, жидкость из пласта накапливается в НКТ над рабочим клапаном; обратный клапан внизу не даёт выдавить её обратно в пласт. Затем газ впускают в трубы быстро и много — по сигналу регулятора цикла на устье или через клапан с большим отверстием, — и газ выбрасывает накопленный столб к устью одной порцией, как поршень. Часть жидкости стекает по стенкам и сквозь газ обратно — это потери на стекание. Газ из труб стравливают в линию, и цикл повторяется.

Расход газа за цикл растёт с размером порции медленнее, чем сама порция: газ заполняет НКТ над клапаном, и его количество определяется объёмом труб и давлением в них, а это давление лишь отчасти зависит от веса порции. Отсюда главный выбор при настройке: крупные порции экономят газ, но пока столб растёт, он давит на пласт, и приток слабеет; мелкие порции дают пласту работать при низком давлении, но требуют частых циклов и больше газа.

Расчётный примерМалодебитная скважина: непрерывный или периодический газлифт

Исходные данные (условные)

Скважина: середина перфорации на 1800 м, рабочий клапан на 1750 м, обратный клапан под ним; НКТ 73 мм (внутренний диаметр 62 мм, сечение 0,003019 м²)
Пласт и продукция: $\bar p_R = 11{,}0$ МПа, $J = 1{,}5$ м³/(сут·МПа); жидкость 900 кг/м³, обводнённость 30 %; давление на устье 1,0 МПа
Непрерывный газлифт: по модели урока при 8 тыс. м³/сут газа — 6,0 м³/сут
Периодический газлифт (условно): выброс, когда над клапаном 300 м жидкости; четверть порции стекает обратно и остаётся в трубах; 15 мин на закачку, подъём и стравливание; среднее давление газа в трубах к концу выброса 3,5 МПа, $Z = 0{,}9$ , температура 323 К

Решение

Непрерывный газлифт: у клапана смесь движется со скоростью 0,50 м/с — того же порядка, что и всплытие пузырей, 0,26 м/с. Жидкость занимает 45 % сечения при расходной доле 5 %: газ проскакивает сквозь неё. Удельный расход 1331 м³/м³.
Периодический: пока над клапаном нет жидкости, давление на забое — устьевое плюс 50 м жидкости под клапаном (вес газа в трубах не учитываем): $1{,}0 + 900\cdot 9{,}81\cdot 50\cdot 10^{-6} = 1{,}44$ МПа. Пласт мог бы поднять жидкость над клапаном на $h_\infty = \dfrac{(11{,}0 - 1{,}44)\cdot 10^6}{900\cdot 9{,}81} = 1083$ м.
Столб растёт тем медленнее, чем он выше: $h(t) = h_\infty - (h_\infty - h_0)\,e^{-t/\tau}$ , где $\tau = \dfrac{A}{J\rho g\cdot 10^{-6}} = 5{,}47$ ч ( $J$ в м³/(сут·МПа), ответ в сутках переведён в часы). От 75 м — жидкости, стёкшей в прошлом цикле, — до 300 м: $t = \tau\ln\dfrac{1083 - 75}{1083 - 300} = 83$ мин.
Цикл длится $83 + 15 = 98$ мин — 14,7 циклов в сутки. Каждый выносит $0{,}75\cdot 300\cdot 0{,}003019 = 0{,}679$ м³, всего 10,0 м³/сут.
Газ за цикл заполняет НКТ над клапаном объёмом 5,28 м³: $5{,}28\cdot\dfrac{3{,}5}{0{,}1013}\cdot\dfrac{293}{323}\cdot\dfrac{1}{0{,}9} = 184$ м³ в стандартных условиях; в сутки — 2,70 тыс. м³, удельный расход 271 м³/м³.

Ответ: Периодический газлифт даст около 10,0 м³/сут при 2,70 тыс. м³/сут газа, непрерывный — 6,0 м³/сут при 8 тыс. м³/сут: больше жидкости при втрое меньшем расходе газа.

Что это значит. Непрерывный газлифт в такой скважине тратит газ на проскальзывание, а периодический поднимает жидкость быстро, порцией, и газа за цикл ему нужно ровно на заполнение труб. Доля стекающей жидкости, время закачки и давление газа здесь условные; на скважине их уточняют по замерам и подбирают длительность цикла. Плунжер между газом и жидкостью почти устраняет стекание (плунжерный лифт). Данные примера условные.

Периодический газлифт: высота порции и режим скважины из примера

Столб к выбросу, м: 150
Циклов в сутки: 27,5
Жидкость, м³/сут: 9,3
Газ, тыс. м³/сут: 5,06
Удельный расход, м³/м³: 542

Столб к выбросу, м: 200
Циклов в сутки: 21,6
Жидкость, м³/сут: 9,8
Газ, тыс. м³/сут: 3,98
Удельный расход, м³/м³: 406

Столб к выбросу, м: 300
Циклов в сутки: 14,7
Жидкость, м³/сут: 10,0
Газ, тыс. м³/сут: 2,70
Удельный расход, м³/м³: 271

Столб к выбросу, м: 400
Циклов в сутки: 10,7
Жидкость, м³/сут: 9,7
Газ, тыс. м³/сут: 1,97
Удельный расход, м³/м³: 203

Столб к выбросу, м: 500
Циклов в сутки: 8,1
Жидкость, м³/сут: 9,2
Газ, тыс. м³/сут: 1,49
Удельный расход, м³/м³: 162

Столб к выбросу, м	Циклов в сутки	Жидкость, м³/сут	Газ, тыс. м³/сут	Удельный расход, м³/м³
150	27,5	9,3	5,06	542
200	21,6	9,8	3,98	406
300	14,7	10,0	2,70	271
400	10,7	9,7	1,97	203
500	8,1	9,2	1,49	162

Остальные данные — как в примере; давление газа в трубах к концу выброса для всех порций принято одинаковым, 3,5 МПа. На деле для крупных порций оно выше, и выигрыш в газе меньше, чем в таблице. Добыча наибольшая при порциях около 300 м; более крупные экономят газ, но столб дольше давит на пласт. Данные условные.

У периодического газлифта есть разновидности. С плунжером — свободным поршнем, который газ толкает вверх вместе с порцией, — стекание почти исчезает, а регулярный ход плунжера ещё и очищает трубы от парафина. В скважинах с очень низким давлением жидкость собирают в накопительной камере (chamber lift) — отрезке труб большего диаметра у забоя: при том же объёме порции столб ниже и меньше давит на пласт. Как настраивают циклы, подбирают регуляторы и клапаны для периодического газлифта, разобрано в уроке Эксплуатация и оптимизация газлифта.

Непрерывный и периодический газлифт

Признак: Дебит
Непрерывный: от десятков до тысяч м³/сут
Периодический: единицы и первые десятки м³/сут

Признак: Подача газа
Непрерывный: постоянная, регулируют штуцером
Периодический: порциями, по таймеру или клапаном

Признак: Поток в НКТ
Непрерывный: установившийся, газожидкостная смесь
Периодический: порция жидкости, вытесняемая газом

Признак: Забойное давление
Непрерывный: постоянное
Периодический: колеблется за цикл

Признак: Нагрузка на систему сбора
Непрерывный: равномерная
Периодический: толчки газа и жидкости

Признак	Непрерывный	Периодический
Дебит	от десятков до тысяч м³/сут	единицы и первые десятки м³/сут
Подача газа	постоянная, регулируют штуцером	порциями, по таймеру или клапаном
Поток в НКТ	установившийся, газожидкостная смесь	порция жидкости, вытесняемая газом
Забойное давление	постоянное	колеблется за цикл
Нагрузка на систему сбора	равномерная	толчки газа и жидкости

Границы по дебиту условны: они зависят от диаметра НКТ, глубины и давления; переход к периодическому режиму проверяют расчётом и опытом.

Газлифтная система на поверхности и энергия

Газлифт — это не только скважина, но и система на поверхности, обычно общая для многих скважин. Продукция приходит в сепаратор; отделённый газ сжимают на компрессорной станции, осушают и по газопроводам высокого давления подают на газораспределительную батарею — узел, где газ делят между скважинами регулируемыми штуцерами и замеряют на каждой скважине. Из затрубья газ попадает в НКТ, поднимается с продукцией и возвращается в сепаратор — и так по кругу.

Закачанный газ возвращается вместе с продукцией, поэтому сепараторы, установку подготовки газа и компрессоры рассчитывают на сумму газа пласта и газлифтного газа. В скважине из первого примера на 60 тыс. м³/сут закачанного газа приходится лишь около 6,6 тыс. м³/сут газа пласта — закачанного в 9 раз больше. Газ пласта служит системе пополнением: часть газа сгорает в приводах компрессоров и в печах, часть теряется. Со временем баланс меняется: обводнённость растёт, нефти и газа пласта становится меньше, и в поздние годы газ для газлифта иногда приходится брать со стороны. Отдельная задача — пуск после остановки со стравливанием: газа высокого давления в системе тогда нет, а заглохшие скважины сами его не дадут, поэтому первым скважинам нужен внешний источник — газопровод или азот.

В холодном климате главная угроза — гидраты: влажный газ высокого давления при охлаждении, особенно за штуцерами, где он расширяется и остывает, образует твёрдые соединения с водой, способные закупорить газопровод или клапан. Газ для газлифта осушают, а в линии при необходимости подают ингибитор, например метанол.

Энергия газлифта — это прежде всего работа компрессоров. Наименьшую работу требует идеальное изотермическое сжатие, когда газ охлаждают так, что его температура не растёт (эту формулу использует и пример с газлифтом над насосом в уроке о гибридных системах):

Мощность идеального изотермического сжатия газа

N_{\text{из}} = p_{\text{ст}}\,q_{\text{г}}\,\ln\frac{p_2}{p_1}

где:

$N_{\text{из}}$ мощность идеального изотермического сжатия, Вт
$p_{\text{ст}}$ стандартное давление, 101 325 Па, Па
$q_{\text{г}}$ расход газа в стандартных условиях, м³/с
$p_1,\ p_2$ абсолютные давления на входе компрессора и на выходе, Па

Единицы: СИ; давления абсолютные

Справедливо, если

газ идеальный, сжатие изотермическое (бесконечно много ступеней с охлаждением) при 20 °C, потерь нет — это нижняя граница для реальных компрессоров; если газ сжимают при температуре $T$ , мощность больше в $T/(293\ \text{К})$ раз, а сжимаемость реального газа ( $Z < 1$ ) уменьшает её на 5–10 % — при 40–50 °C эти поправки почти гасят друг друга;
реальный многоступенчатый компрессор с приводом затрачивает больше — в примере ниже условно в $1/0{,}65$ раза.

Работа растёт пропорционально расходу газа и логарифму степени сжатия: поднять давление закачки с 7 до 9 МПа при всасывании 0,7 МПа — значит увеличить затраты энергии лишь примерно на 11 %, а газ при этом войдёт заметно глубже.

В других системах единиц (1)

Метрические промысловые единицы

N_{\text{из}}\,[\text{кВт}] = 1{,}173\;q_{\text{г}}\,[\text{тыс. м}^3/\text{сут}]\;\ln\frac{p_2}{p_1}

$q_{\text{г}}$ — тыс. м³/сут в стандартных условиях; давления — в любых одинаковых единицах, абсолютные.

$1{,}173 = 101\,325\cdot 1000/86\,400/1000$ : тысяча кубометров в сутки — в м³/с, ватты — в киловатты.

Расчётный примерСколько энергии тратит газлифт

Исходные данные (условные)

Скважина А на экономическом оптимуме: 280,1 м³/сут жидкости при 80,7 тыс. м³/сут газа; забойное давление 11,665 МПа; на устье затрубья нужно 9,03 МПа
Компрессор: берёт газ при 0,7 МПа; затрачивает в $1/0{,}65$ раза больше идеального изотермического сжатия (условно)
Электроэнергия: условно 0,06 долл. за кВт·ч

Решение

Полезная работа — та, что сделал бы насос у забоя, поднимая жидкость без газа: $\Delta p = 1{,}2 + 22{,}563 - 11{,}665 = 12{,}098$ МПа ( $22{,}563$ МПа — вес столба жидкости 2500 м), $N_{\text{пол}} = 280{,}1\cdot 12{,}098/86{,}4 = 39{,}2$ кВт (гидравлическая мощность).
Сжатие: $N_{\text{из}} = 1{,}173\cdot 80{,}7\cdot\ln\dfrac{9{,}03}{0{,}7} = 242$ кВт; реальная установка — $242/0{,}65 = 372$ кВт.
КПД газлифтной системы: $39{,}2/372 = 10{,}5$ %. Насосу с КПД системы 0,45 ту же работу обеспечили бы 87 кВт.
Энергия на тысячу кубометров газа: $372\cdot 24/80{,}7 = 111$ кВт·ч, около 7 долл. — примерно треть стоимости газа, принятой в примере об оптимуме; остальное — обслуживание компрессоров, осушка и износ оборудования.

Ответ: На подъём жидкости уходит около 10,5 % энергии, затраченной на сжатие газа; газлифт этой скважины потребляет около 372 кВт.

Что это значит. Низкий КПД — плата за простое оборудование в скважине и устойчивость к газу и песку. Газлифт оправдан, когда газ высокого давления уже есть или его всё равно сжимают — для подготовки, транспорта или закачки в пласт, — когда в продукции много газа и когда надёжность скважинного оборудования важнее затрат на энергию. Данные примера условные.

Газ высокого давления

В газлифтных линиях, на газораспределительной батарее и в затрубье — газ под давлением в десятки атмосфер; обсадная колонна и устьевая арматура должны быть рассчитаны на него, а на морских скважинах затрубье перекрывают отдельным клапаном-отсекателем. Гидратная пробка в линии может сорваться с места и ударить по арматуре, в газе может быть сероводород. Описание в уроке — учебное, а не порядок работ: режимы меняют, линии разбирают и ликвидируют пробки обученные специалисты по утверждённым инструкциям, со сбросом давления.

Где газлифт уместен

Как газлифт справляется с условиями скважины

Условие: Много газа в продукции
Газлифт: хорошо
Почему: газ пласта сам облегчает столб, закачивать нужно меньше; насосам свободный газ мешает

Условие: Песок, мехпримеси
Газлифт: хорошо
Почему: в скважине нет движущихся частей; изношенные клапаны меняют канатной техникой

Условие: Наклонный, искривлённый ствол
Газлифт: хорошо
Почему: нет штанг и вращающихся деталей; канатная замена клапанов ограничена углом наклона

Условие: Изменчивый дебит
Газлифт: хорошо
Почему: дебит регулируют расходом газа с поверхности, оборудование в скважине то же

Условие: Низкое пластовое давление
Газлифт: плохо
Почему: забойное давление остаётся высоким, при малых дебитах — только периодический режим

Условие: Вязкая нефть, эмульсии
Газлифт: плохо
Почему: велико трение, газ плохо разгоняет вязкую смесь

Условие: Холодный климат, влажный газ
Газлифт: с осложнениями
Почему: гидраты в газовых линиях, парафин из-за охлаждения продукции

Условие: Нет газа высокого давления
Газлифт: дорого
Почему: нужны компрессоры, газопроводы и источник газа на весь срок, включая пуск

Условие	Газлифт	Почему
Много газа в продукции	хорошо	газ пласта сам облегчает столб, закачивать нужно меньше; насосам свободный газ мешает
Песок, мехпримеси	хорошо	в скважине нет движущихся частей; изношенные клапаны меняют канатной техникой
Наклонный, искривлённый ствол	хорошо	нет штанг и вращающихся деталей; канатная замена клапанов ограничена углом наклона
Изменчивый дебит	хорошо	дебит регулируют расходом газа с поверхности, оборудование в скважине то же
Низкое пластовое давление	плохо	забойное давление остаётся высоким, при малых дебитах — только периодический режим
Вязкая нефть, эмульсии	плохо	велико трение, газ плохо разгоняет вязкую смесь
Холодный климат, влажный газ	с осложнениями	гидраты в газовых линиях, парафин из-за охлаждения продукции
Нет газа высокого давления	дорого	нужны компрессоры, газопроводы и источник газа на весь срок, включая пуск

Качественные оценки; выбор способа для конкретной скважины разобран в уроке Механизированная добыча: когда нужна и как выбрать способ.

Газлифт выигрывает у насосов там, где важны надёжность и гибкость: оборудование в скважине дешёвое и почти не ломается, клапаны меняют без подъёма труб, дебит регулируют с поверхности, через НКТ можно проводить исследования. Проигрывает — по забойному давлению и энергии: насос, спущенный к перфорации, возьмёт у пласта больше и потратит на это меньше. На старых месторождениях с падающим пластовым давлением газлифтные скважины со временем переводят на насосы, а иногда сочетают оба способа: газ, введённый над электроцентробежным насосом, облегчает ему работу (гибридные системы).

Термины и обозначения

Газлифт: механизированная добыча закачкой газа в НКТ: газ облегчает столб выше точки ввода.
Рабочий клапан: самый нижний открытый газлифтный клапан, через который газ постоянно поступает в НКТ; задаёт глубину ввода газа.
Пусковые клапаны: клапаны выше рабочего; работают при пуске, пока газ вытесняет жидкость глушения из затрубья.
Глубина ввода газа: глубина, на которой газ входит в НКТ; чем она больше, тем ниже забойное давление при том же расходе газа.
Характеристика газлифтной скважины: зависимость дебита от расхода газа при заданной глубине ввода.
Технический и экономический оптимум: расход газа с наибольшим дебитом и расход, при котором последняя тысяча кубометров газа окупается добавленной нефтью.
Удельный расход газа: кубометры закачанного газа на кубометр (или тонну) добытой жидкости.
Предельная отдача газа: прирост дебита нефти на дополнительную тысячу кубометров газа — наклон кривой газлифта.
Периодический газлифт: подъём жидкости порциями: жидкость накапливается над клапаном и выбрасывается газом.

Частые ошибки и заблуждения

Неверно

«Больше газа — больше нефти».

На самом деле

Только до технического оптимума; дальше дебит падает из-за трения. А задолго до оптимума добавочный газ перестаёт окупаться: в примере урока последние 13 % газа добавляли меньше 0,3 % жидкости.

Неверно

«Газ возвращается с продукцией — значит, газлифт ничего не стоит».

На самом деле

Газ ходит по кругу, а энергия на его сжатие тратится каждый раз: в примере урока около 110 кВт·ч на тысячу кубометров и около 10 % КПД системы.

Неверно

«Если газа мало, отдадим его лучшей скважине».

На самом деле

Газ делят так, чтобы предельные отдачи скважин сравнялись. В примере урока весь газ лучшей скважине дал на 17,5 м³/сут нефти меньше, чем правильное распределение, и даже меньше, чем раздел поровну.

Неверно

«Давление газа у клапана такое же, как на устье».

На самом деле

Столб газа весит: на 2,4 км он добавляет в примере урока почти четверть устьевого давления. Его считают по формуле газового столба с абсолютными давлениями и средним $Z$ .

Неверно

«Газлифт годится для любой малодебитной скважины».

На самом деле

При малых скоростях газ проскальзывает сквозь жидкость, и непрерывный газлифт тратит газ впустую. Для таких скважин — периодический газлифт, плунжерный лифт или насос.

Подробно: для продвинутых

Как дебит откликается на газ

Рабочая точка — решение уравнения $\bar p_R - q/J = p_{\text{отт}}(q, q_{\text{г}})$ , где $p_{\text{отт}}$ — давление на забое по кривой оттока. Продифференцируем обе части по $q_{\text{г}}$ , считая дебит функцией расхода газа:

Наклон характеристики газлифтной скважины

\frac{\dd q}{\dd q_{\text{г}}} = -\,\frac{\partial p_{\text{отт}}/\partial q_{\text{г}}}{\partial p_{\text{отт}}/\partial q + 1/J}

где:

$\partial p_{\text{отт}}/\partial q_{\text{г}}$ насколько добавочный газ снижает давление, нужное для подъёма того же дебита (отрицательна до технического оптимума), МПа на тыс. м³/сут
$\partial p_{\text{отт}}/\partial q$ наклон кривой оттока при данном расходе газа, МПа на м³/сут
$J$ коэффициент продуктивности, м³/(сут·МПа)

Единицы: любые согласованные

Справедливо, если

прямолинейная индикаторная кривая; рабочая точка устойчива — знаменатель положителен (устойчивость режима).

Дебит перестаёт расти, когда числитель обращается в ноль, — отсюда условие технического оптимума. Знаменатель объясняет, почему газлифт любит скважины с высокой продуктивностью: при большом $J$ слагаемое $1/J$ мало, и каждое снижение давления в трубах превращается в большой прирост дебита; при малом $J$ тот же газ даёт немного.

Почему предельные отдачи должны быть равны

Нужно найти расходы газа $q_{\text{г},i}$ , при которых суммарная добыча нефти $\sum_i q_{o,i}(q_{\text{г},i})$ наибольшая, если $\sum_i q_{\text{г},i} = Q_{\text{г}}$ . Задачу на максимум с ограничением решают методом множителей Лагранжа: составляют функцию $\Phi = \sum_i q_{o,i} - \beta\left(\sum_i q_{\text{г},i} - Q_{\text{г}}\right)$ и приравнивают к нулю её производные по каждому $q_{\text{г},i}$ . Получается $\dd q_{o,i}/\dd q_{\text{г},i} = \beta$ для всех скважин — равенство предельных отдач.

Множитель $\beta$ имеет смысл: это прирост суммарной добычи на дополнительную тысячу кубометров газа в системе. Если кривые выпуклы вверх, найденная точка — действительно максимум. Скважине, у которой предельная отдача уже при нулевом газе меньше $\beta$ , газ не нужен (её расход равен нулю). Если скважине нужен пусковой минимум газа, её кривая не выпукла, и условие равенства перестаёт быть достаточным: сравнивают варианты распределения с этой скважиной и без неё.

Связь с другими темами

Многофазный поток в лифтовых трубах — расчёт давления в НКТ с газом и минимум кривой оттока, на котором основан газлифт.
Узловой анализ добывающей системы — рабочая точка и её устойчивость.
Механизированная добыча: когда нужна и как выбрать способ — чем газлифт отличается от насосов и как выбрать способ.
Индикаторная кривая притока — сколько даст пласт при снижении забойного давления.
Пуск газлифтной скважины: клапаны и скважинные камеры — газлифтные клапаны, скважинные камеры и пуск скважины.
Проектирование газлифта — расстановка клапанов и выбор давлений и расходов при проектировании.
Эксплуатация и оптимизация газлифта — пульсации, неполадки, оптимизация на месторождении, настройка периодического газлифта.
Винтовые насосы и гибридные системы — газлифт над насосом в комбинированных системах.
Поровое и горное давление — давление в столбе газа.

Проверьте себя

1
Почему газлифт не может снизить забойное давление так же сильно, как насос, спущенный на ту же глубину?
1. А.Газ облегчает только столб над точкой ввода и лишь до предела, после которого растёт трение; насос снимает с пласта вес всего столба над собой
2. Б.Газ растворяется в нефти и утяжеляет её
3. В.Газлифтный клапан создаёт перепад, равный пластовому давлению
4. Г.Насос всегда работает с меньшим давлением на устье
Показать ответ
Правильный ответ: А. Газ облегчает только столб над точкой ввода и лишь до предела, после которого растёт трение; насос снимает с пласта вес всего столба над собой
Под точкой ввода газлифт столб не облегчает вовсе, а над ней плотность смеси не может стать сколь угодно малой: с ростом расхода газа трение растёт и в какой-то момент перевешивает. Насос создаёт скачок давления, равный весу столба над ним и потерям, поэтому давление на приёме может быть очень низким.
2
Давление газа на устье затрубья 8,0 МПа (абсолютное), относительная плотность газа 0,65, средняя температура в затрубье 320 К, средний $Z = 0{,}85$ . Какое давление газа на глубине 1800 м?
Показать ответ
Показатель экспоненты $0{,}03418\cdot 0{,}65\cdot 1800/(0{,}85\cdot 320) = 0{,}147$ ; давление $8{,}0\cdot e^{0{,}147} \approx 8{,}0\cdot 1{,}158 \approx 9{,}27$ МПа. Газовый столб добавил почти 1,3 МПа — около 16 % устьевого давления; если бы в затрубье стояла вода, прибавка составила бы около 18 МПа.
3
Скважине дают газ на техническом оптимуме. Что будет с дебитом жидкости, если увеличить расход газа ещё на 20 %?
1. А.Не изменится, потому что клапан пропускает не больше определённого расхода
2. Б.Скважина заглохнет
3. В.Вырастет примерно на 20 %
4. Г.Немного уменьшится
Показать ответ
Правильный ответ: Г. Немного уменьшится
За вершиной характеристики добавочный газ увеличивает трение сильнее, чем облегчает столб, поэтому необходимое забойное давление растёт, а дебит снижается — у вершины медленно, потому что кривая там пологая. Газ при этом расходуется впустую.
4
Две скважины делят газ. Предельная отдача первой — 0,6 м³ нефти на тысячу кубометров газа, второй — 0,2. Как изменить распределение?
Показать ответ
Перенести часть газа от второй скважины к первой: каждая тысяча кубометров, снятая со второй, уменьшит добычу на 0,2 м³, а отданная первой — увеличит на 0,6 м³. Переносить, пока предельные отдачи не сравняются: у первой она будет падать, у второй — расти. Если у второй скважины отдача и при малом газе ниже общего уровня, газ ей не нужен вовсе.
5
Чистая ценность нефти 240 долл./м³, газлифтный газ обходится в 30 долл. за тысячу кубометров, обводнённость 50 %. При каком наклоне кривой «дебит жидкости — расход газа» пора прекратить добавлять газ?
Показать ответ
Тысяча кубометров газа окупается, пока даёт нефти больше чем на 30 долл., то есть больше $30/240 = 0{,}125$ м³ нефти. Нефть составляет половину жидкости, поэтому наклон по жидкости должен быть не меньше $0{,}125/0{,}5 = 0{,}25$ м³ на тысячу кубометров газа. Дальше газ не окупается — даже если до технического оптимума ещё далеко.
6
Скважина даёт 4 м³/сут при непрерывном газлифте с удельным расходом газа больше 1000 м³/м³. Почему так много и что можно предложить?
Показать ответ
При малом дебите смесь движется медленно, со скоростью порядка скорости всплытия пузырей, и газ проскальзывает сквозь жидкость: жидкость задерживается в трубах, столб остаётся тяжёлым, газ уходит впустую. Лучше перейти на периодический газлифт — накапливать жидкость над клапаном и выбрасывать порцией, при необходимости с плунжером, — или на насос, если пластовое давление низкое.

Обновлено: 19 октября 2026 г.